Boletín Noticias ACENOR

BOLETÍN ACENOR A.G. Nº 182/14 – 03.03.14(Comprende información ocurrida durante la segunda quincena de febrero de 2014)

INDICE Pág.

1.- GENERACIÓN ………………………………… 02 A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes ………………………………… 02 B.- Demanda y Generación Eléctrica ………………………………… 10 C.- Insumos Energéticos ………………………………… 11

Hidroeléctricas ………………………………… 12 Gas ………………………………… 13 Carbón ………………………………… 13 Petróleo ………………………………… 14 Nuclear ………………………………… 16

Otras Energías No Convencionales ………………………………… 17 D.- Política Energética ………………………………… 21 E.- Contratos y Precios ………………………………… 22 F.- Artículos Relacionados ………………………………… 232.- TRANSMISIÓN ………………………………… 253.- DISTRIBUCIÓN ………………………………… 274.- EFICIENCIA ENERGÉTICA ………………………………… 275.- TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ………………………………… 296.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO ………………………………… 297.- SERVICIOS Y NEGOCIOS ………………………………… 30

RESUMEN

• SIC: costo de la energía sube 18% por salida de carboneras : Salida de Bocamina I y II, y el endurecimiento de la sequía en la zona central han encarecido la electricidad, que promedia 137 US$/MWh en lo que va del año.

• Aporte de la generación hidroeléctrica de embalse cae a la mitad en diez años : La sequía que afecta a la zona centro-sur y la nula inversión en nuevas represas explican la drástica caída de la participación del agua de embalse en la matriz nacional. Por su parte, el carbón triplicó su presencia.

• Disponibilidad hídrica empeora y energía en embalses sigue en niveles bajos : La temporada de deshielos está casi llegando a su fin y la disponibilidad hídrica parece no mejorar en la principal red eléctrica del país, el SIC. Según sexto informe de deshielos encargado por el CDEC se concluye que la probabilidad sería que menos del 5% de los años registrados sea más seco que éste.

• Paralización de central Bocamina II cumple dos meses: La no operación de la generadora obligó el ingreso de centrales diesel menos eficientes y más caras. En Endesa calculan que el costo diario promedia US$1,2 millones.

• Cómo las Empresas Eléctricas Manejarían los Precios de la Energía: El estudio denominado “La Competencia en el mercado eléctrico mayorista en Chile”, afirma que “las generadoras eléctricas “pueden estratégicamente afectar el tipo y cantidad de inversiones con la consecuencia de mayores precios.

• Gobierno aprueba 18.583 MW, pero solo un séptimo de esa cifra está en construcción: Del total de las unidades autorizadas durante este período, el 78% corresponde a energías renovables. Entre 2010 y 2013, entraron en operaciones unidades por un total de 4.253 MW.

• Ministros de Energía tratan alcances de Carretera eléctrica: El ministro Jorge Bunster y el subsecretario Sergio del Campo, se reunieron con Máximo Pacheco y Jimena Jara para coordinar el traspaso de mando y abordar los principales desafíos que enfrenta el Ministerio de Energía y las iniciativas legislativas que impulsó la actual administración y que están pendientes.. El encuentro incorporó, además, a los jefes de servicio y los jefes de división. A la salida de dicha reunión el futuro Ministro del gobierno de Bachelet, Máximo Pacheco declinó hablar de HidroAysén. "No es hoy día el momento para hablar de eso".

• Endesa, Suez y Collahuasi presentan ofertas por terrenos para levantar nuevas centrales : Proceso de licitación del ministerio de Bienes Nacionales para concesionar siete terrenos fiscales de Caldera al norte recibió propuestas de cinco empresas interesadas. Requisito principal para cada terreno es que allí se levante una central de al menos 350 MW.

1/33

Boletín Noticias ACENOR

• Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos aprueba proyecto hidroeléctrico ligado a “Tercer piso” de Piñera: En menos de dos horas la central de pasada Mediterráneo obtuvo luz verde en forma unánime. Decisión que no fue una sorpresa para los detractores de la iniciativa ligada a los amigos e históricos socios del mandatario, Ricardo Bachelet, José Cox e Ignacio Guerrero. Estos dos últimos parte del grupo de empresarios y amigos con quienes el Presidente comparte experiencias, temas personales y a quienes escucha con atención cuando debe tomar decisiones importantes, como la venta de Chilevisión o Colo-Colo.

• Alertan por sobreoferta de ERNC en norte del SIC por menor proyección de demanda eléctrica: Las restricciones en la capacidad de transmisión amenazan con convertir a ese punto del sistema en un mercado local, donde además -eventualmente- el precio no dependería del diésel. La Consultora Systep estima también que el costo marginal en esta área podría bajar a niveles incompatibles con esta energía.

1.- GENERACIÓN

A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes

1.1.- Una planta solar abastece el 30% del consumo eléctrico de Minera Dayton en Andacollo (Fuente: Revista Electricidad, 19.02.14): En terrenos de Minera Dayton, la compañía francesa Solairedirect inauguró una planta solar fotovoltaica que abastece aproximadamente el 30% de las necesidades mensuales de la minera, ubicada en Andacollo, Región de Coquimbo. Según aseguran en Solairedirect, se trata del primer proyecto de energía fotovoltaica de este tipo que está conectado al SIC. El negocio se efectuó a través de un PPA (Power Purchase Agreement) o contrato de compra de energía por el cual Dayton entregó en arriendo a Solairedirect Chile una parcela de dos hectáreas para la instalación del parque solar. Así, la minera queda en condiciones de utilizar la electricidad solar producida, reduciendo la cantidad de energía que retira del sistema interconectado. Está acordado un precio de venta de la energía generada por la planta, “lo que se traduce en un menor costo de la energía que se nos provee”, indica Roberto Camargo, superintendente de Sustentabilidad de Minera Dayton, quien agrega que la energía solar provista les permite una reducción de costos, “considerando que el suministro eléctrico genera entre el 20% y 25% del costo de la operación de la empresa”. Esta instalación está conectada directamente al sistema de Transmisión de Transnet, inyectando la energía al SIC. Solairedirect vende parte de su producción a la minera y otra porción en el mercado spot. Por su parte, el presidente de Solairedirect, Thierry Lepercq, detalla a Revista Electricidad que su empresa financió el 100% de la planta fotovoltaica. “Tuvimos suerte de que la red está aquí en Minera Dayton, cuestión que facilitó todo, ya que cuando estamos lejos, llegar a conectarse puede tardar años”, comenta. En Minera Dayton destacan la flexibilidad de diseño de los sistemas de energía solar. “Esto significa que el proyecto que hoy tenemos puede ampliarse a uno de mayor potencia para adaptarlo a futuras necesidades”, dice Camargo. Solairedirect espera invertir US$1.000 millones en los próximos cinco años en el norte de Chile, según su presidente, quien adelanta que en 2014 instalarán tres nuevas plantas solares en el país –por US$350 millones–, que agregarán 183 MW. La segunda planta en incorporarse al SIC será Los Loros, ubicada en Tierra Amarilla. “En paralelo levantaremos la planta Capricornio, el mayor de nuestros emprendimientos en Chile hasta ahora, que inyectará 80 MW de potencia. Esta unidad estará emplazada 40 km al norte de Antofagasta y para ella se prevé una inversión de US$150 millones”, concluye Lepercq. Su ficha técnica es Proyecto: Planta solar fotovoltaica de Solairedirect; Ubicación: Terrenos de minera Dayton en Andacollo, Región de Coquimbo; Inversión: US$2,5 millones (100% de la empresa Solairedirect); Cantidad de paneles: 4.200; Capacidad instalada: 1,26 MW; Abastecimiento: Cubre el 30% de las necesidades de Minera Dayton.

1.2.- Gobierno aprueba 18.583 MW, pero solo un séptimo de esa cifra está en construcción (Fuente: El Mercurio, 20.02.14): No han sido pocas las dificultades que ha debido enfrentar el gobierno del Presidente Sebastián Piñera en materia energética. La paralización de grandes centrales por judicialización, los altos precios de la electricidad y la incertidumbre regulatoria han ralentizado el crecimiento de un sector denominado como “estratégico” para el país. Ejemplo de aquello son los proyectos por 2.573 MW que dejará en construcción este gobierno, cifra que equivale a solo un séptimo del total de iniciativas eléctricas aprobadas ambientalmente en estos cuatro años. Los 2.573 MW equivalen a casi un HidroAysén (2.750 MW), 4,3 veces Ralco (640 MW) o 3,4 veces Punta Alcalde (740 MW). Entre 2010 y 2013, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) autorizó la instalación de 18.583 MW, número que supera en 55% lo exhibido durante el mandato anterior, cuando se visaron 11.952 MW. De los 18.583 MW, el 78% corresponde a iniciativas renovables. Los proyectos solares representan el 31,6%; los hidroeléctricos, el 21,8%, y los eólicos, el 25%. Los denominados “convencionales de base” (carbón, gas y petróleo) se expresan con el 20% dentro de este catastro. “Llama la atención en forma positiva la importante componente de ERNC en el total de proyectos aprobados ambientalmente en estos últimos cuatro años, lo que revela el interés del sector empresarial en el desarrollo de esta

2/33

Boletín Noticias ACENOR

fuente energética y el potencial de nuestro país en esa materia. Sin embargo, es preciso no olvidar que la producción mayoritaria de energía seguirá proviniendo por largo tiempo más de fuentes tradicionales”, afirma el ministro de Energía, Jorge Bunster. Sobre los proyectos en construcción, solo tres grandes centrales iniciaron sus obras durante este mandato: las carboneras Guacolda V (152 MW), en la Región de Atacama, y Cochrane (472 MW), en la Región de Antofagasta; y la hidroeléctrica de pasada Alto Maipo (531 MW) en la Región Metropolitana. A estas tres unidades se suman las centrales Angostura (316 MW) y San Pedro (144 MW), que si bien se están construyendo -y que son incluidas dentro del plan de obras de la CNE iniciaron sus obras durante la administración anterior. En cuanto a los proyectos que fueron inaugurados en el gobierno de Piñera, la cifra alcanza los 4.253 MW, superando en 47% los del lapso 2006-2009. Desde la industria aseguran que la alta judicialización de las iniciativas energéticas en los últimos años ha provocado un freno en el desarrollo de grandes generadoras. Entre ellas destacan la paralización de la central Castilla (2.100 MW) en Atacama, luego que la Corte Suprema acogiera un recurso de protección en su contra por no resguardar el cuidado del medio ambiente. Por otra parte, agregan que también influyó el clima de incertidumbre jurídica que comenzó a gestarse en el país luego que el Gobierno le solicitara a la empresa GDF Suez que desechara su proyecto Barrancones (540 MW), aunque contaba con la autorización ambiental. El gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, afirma que la gran falencia de este gobierno fue el escaso avance en la aprobación y construcción de centrales de energía de base convencional, que permiten entregar electricidad por casi las 24 horas del día de manera constante. “Que la gran mayoría de los proyectos aprobados sean ERNC no es suficiente para sostener la nueva demanda energética del país. Estas no producen electricidad durante todo el día, como lo necesitan sectores como la minería”, dice Muga. El director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, asegura que de no incorporarse más energía convencional a carbón o gas, el país deberá comenzar a cubrir la demanda eléctrica con motores diésel.1. Barrancones: En 2010 el Presidente Sebastián Piñera le solicita a la empresa GDF Suez que retire de su plan de

inversiones su proyecto termoeléctrico Barrancones (540 MW) tras una serie de protestas ciudadanas en contra de la generadora. La petición se produjo pese a que la compañía contaba con todos los permisos ambientales para iniciar la construcción de la carbonera. Esto último provocó una serie de cuestionamientos por parte del sector privado, quienes acusaron una vulneración de la institucionalidad ambiental.

2. Central Castilla: En 2012 la Corte Suprema acogió un recurso de protección en contra de la central termoeléctrica Castilla (2.100 MW) paralizando de forma definitiva el desarrollo de la generadora en la Región de Atacama. La decisión del máximo tribunal del país generó una fuerte incertidumbre entre los inversionistas mineros, quienes comenzaron a ralentizar el desarrollo de sus nuevos yacimientos ante la falta de energía competitiva en la zona y los altos precios que se prevén hacia el futuro.

3. Punta Alcalde: La Corte Suprema aprobó este año la construcción de la mayor central termoeléctrica del país: Punta Alcalde (704 MW). La decisión del tribunal vino a respaldar el actuar del Comité de Ministros, que había optado por autorizar, con condiciones, a la central pese a que el Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama había rechazado su Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Con la aprobación de la carbonera Punta Alcalde se comenzaron a reactivar las inversiones en la zona.

4. HidroAysén: Más de dos años demoró el Comité de Ministros en pronunciarse sobre las reclamaciones en contra del proyecto HidroAysén. A fines de enero de este año, la instancia gubernamental resolvió gran parte de las consultas, pero encargó dos estudios adicionales para definir su posición en dos materias específicas. Esto último fue interpretado por la industria eléctrica como una nueva maniobra del gobierno para no fijar una posición clara frente al proyecto de 2.750 MW en la Patagonia.

5. Proyectos de ley: Durante el gobierno de Piñera se logró la aprobación de la ley de concesiones y servidumbres eléctricas, que permite agilizar las inversiones en transmisión. Esto último, con el objetivo de reducir a la mitad los casi cinco años que demora levantar los tendidos y robustecer el sistema troncal. Por otra parte, también se aprobó en el Congreso la nueva ley de ERNC, que fija como obligación que a 2025 el 20% de la electricidad generada en el país provenga de este tipo de energías limpias.

6. Precios altos: La sequía que se presenció durante los últimos tres años en la zona centro-sur trajo consigo un fuerte aumento de los precios de la energía en el país, debido al aumento de la generación a petróleo, la más cara entre las tecnologías. Debido a la menor generación hidroeléctrica -la más económica y eficiente del sistema- los costos marginales estuvieron por sobre los US$ 150 por MWh. durante gran parte de estos tres años en el SIC, que abarca desde Taltal a Chiloé.

1.3.- HydroAysén: ministra Benítez reconoce que aún no recibe acta del último Comité de Ministros (Fuente: Diario Financiero, 20.02.14): La ministra del Medio Ambiente, María Ignacia Benítez, reconoció esta mañana que todavía no ha recibido por parte del Servicio de Evaluación Ambiental el acta de la última sesión del Comité de Ministros que se pronunció sobre las reclamaciones a la autorización ambiental del proyecto HidroAysén. “La notificación la prepara el Servicio de Evaluación Ambiental. Desconozco en qué etapa está, pero esta es una notificación fundamentada y que tiene todos los argumentos que se dieron, y por lo tanto generalmente demora algunas semanas en

3/33

Boletín Noticias ACENOR

elaborarse y notificarse, pero debe estar por notificarse”, señaló Benítez. Cabe señalar que ese documento -que debe ser redactado por el SEA y visado por los integrantes del Comité de Ministros- es requisito previo para que HydroAysén y los opositores al proyecto puedan entablar acciones frente al Tribunal Ambiental. Ambas partes ya han manifestado intención de tomar este camino. En relación a los cuestionamientos que ha recibido el gobierno por la demora en la definición, la titular de Medio Ambiente recordó el gran volumen de información, reclamaciones y estudios que ha generado el emblemático proyecto de la XI Región. “El Comité de Ministros estuvo estudiando todas las reclamaciones, que son muchas, se analizaron en profundidad cada una de ellas, se revisó todo el expediente de evaluación, derivada desde el año 2008 en adelante”, dijo. “Es mucha la información relevante para tomar medidas de mitigación correspondientes y adecuadas para el impacto del proyecto”, agregó en ese sentido. Respecto a la reunión que tendrá con su sucesor, Benítez reveló que hace dos semanas ya hubo un encuentro, pero que el formal se realizará los días 24, 25 y 26 de febrero en el edificio ministerial. ¿Se tratará el tema HidroAysén? “Si surge, se va a tratar y si no, es un tema que tiene que discutirse entre el nuevo ministro, con el Servicio de Evaluación Ambiental y su director actual”, sentenció.

1.4.- Planta solar Pampa Camarones de E-CL recibe aprobación de Servicio de Evaluación Ambiental (Diario El Mostrador, 21.02.14): El Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de Arica y Parinacota anunció la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones” de E-CL, la principal generadora del SING. El proyecto, que se ubicará 50 kilómetros al sur de la ciudad de Arica, consiste en la instalación de una Planta Solar de celdas fotovoltaicas. Una vez que la compañía dé la orden de proceder a la construcción, lo que está sujeto a que se cumplan ciertas condiciones comerciales y de financiamiento, el desarrollo de la iniciativa de realizará en etapas hasta completar un máximo de 300 MW de potencia instalada. De concretarse en su totalidad, la inversión en este proyecto ascendería a US$600 millones. El parque estará compuesto por aproximadamente 1.2 millones de módulos fotovoltaicos y la energía generada será inyectada al SING a través de la futura S/E Vítor de E-CL, lo que implica la construcción de al menos tres líneas de evacuación eléctrica. E-CL S.A. es la principal generadora eléctrica del SING, con cerca del 50% de participación de mercado, y cuarta a nivel nacional por capacidad instalada con 2.137 MW.

1.5.- Aprueban planta solar de US$ 600 millones (Fuente: La Tercera, 24.02.14): El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Arica y Parinacota aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones” de E-CL, la principal generadora del SING. El proyecto consiste en la instalación de 1,2 millones de módulos fotovoltaicos a 50 km. al sur de Arica, con los que se espera inyectar energía al SING a través de la futura subestación Vítor de E-CL, que implicaría la construcción de tres líneas de evacuación eléctrica. La inversión, que bordea los US$ 600 millones, busca producir 300 MW en distintas etapas.

1.6.- Gobierno entregaría esta semana a HidroAysén resolución de ministros (Fuente: La Tercera, 24.02.14): Ya está redactada la resolución sobre las reclamaciones, y sólo falta que los titulares de las carteras que integran el Comité de Ministros visen el informe para que éste sea entregado a HidroAysén. Fuentes de gobierno señalan que, una vez que los secretarios de Estado lean el informe y hagan observaciones, el texto será enviado a la empresa, lo que podría suceder esta semana. Así, la administración Piñera cumpliría con la intención de dejar el tema zanjado, en este punto al menos, antes del término de su mandato. En total se presentaron 34 reclamaciones, de las cuales una corresponde a HidroAysén. Esta tendría una respuesta por parte del Comité de unas 60 páginas. No se abordará la totalidad del resto de las reclamaciones, pues las relacionadas a los estudios de hidrología y salud quedarán pendientes para el próximo gobierno. A fines de enero, y tras dos años y medio, el Comité encabezado por la titular de Medio Ambiente, María Ignacia Benítez (y en el que participan los ministros de Economía, Energía, Minería, Salud y Agricultura) revisó las reclamaciones, encargando nuevos estudios relacionados con el impacto hidrológico del proyecto, en especial en lo relativo a la variación del caudal de los ríos Baker y Pascua y el vaciamiento de los lagos Cachet I y II. Un segundo estudio se relaciona con el efecto que generará la llegada de 5.000 trabajadores a la zona y los posibles problemas sanitarios que esto provocaría. Ambos puntos ya habían sido tratados durante la tramitación ambiental del proyecto. De hecho, los posibles riesgos sanitarios fueron el argumento del Seremi de Salud de Aysén en 2011 para votar en contra del proyecto, cuando se aprobó la construcción de las cinco centrales con una capacidad de 2.750 MW y una inversión estimada de US$ 3.200 millones. Los estudios hidrológicos podrían provocar nuevos retrasos en el proyecto, pues deben ser licitados y contratados por el Estado, lo que demoraría al menos seis meses, y su elaboración requiere entre 12 y 18 meses. Con el documento elaborado por los equipos jurídicos y técnicos del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) en la mano, comenzarán a correr los plazos para que HydroAysén y otros involucrados reclamen ante el Tribunal Ambiental de Valdivia, para lo cual tienen 30 días tras la notificación oficial. De las 34 reclamaciones interpuestas por el titular del proyecto y los opositores, unas 19 fueron resueltas totalmente en la reunión del comité del pasado 30 de enero. Por su complejidad, la elaboración del documento toma al menos un mes. Este es sólo otro de los pasos que el proyecto debe cumplir para materializarse. La próxima “batalla” será la elaboración y aprobación del Estudio de Impacto

4/33

Boletín Noticias ACENOR

Ambiental (EIA) del tendido eléctrico, que ya se anticipa complejo. El año pasado, y ante la falta de resolución, Colbún (que posee el 49% de la propiedad del proyecto) provocó un “terremoto” al anunciar la paralización de los estudios, a la espera de “una política energética de largo plazo” que le permitiera tener claridad sobre el desarrollo del mismo. Con esto, la inversión final del proyecto se acercaría a los US$ 7.000 millones. Se estima que, una vez que se reactive el proceso, el EIA demoraría al menos 24 meses en estar listo para entrar a tramitación ambiental, la que a su vez no tomaría menos de un año y medio. En la compañía están a la espera de este informe, y señalan que una vez que lo reciban y estudien sus alcances, decidirán sus próximos pasos.

1.7.- Permiso ambiental de HidroAysén en riesgo si no inicia obras (Fuente: El Mercurio, 25.02.14): Los dos estudios adicionales que encargó el Comité de Ministros para resolver el 100% de las reclamaciones de HidroAysén generaron molestia en la industria eléctrica. Desde el rubro aseguran que estos nuevos análisis demorarán cerca de un año en estar concluidos, lo que podría dejar a la compañía en serio riesgo de perder su Resolución de Calificación Ambiental (RCA). De acuerdo con el reglamento, una vez que el proyecto recibe su autorización, los titulares tienen un plazo de cinco años para iniciar el levantamiento de la iniciativa. De lo contrario, automáticamente se pone fin a la RCA, y la inversión no puede ser llevada adelante por la empresa. En el caso de la hidroeléctrica de 2.750 MW que están impulsando Endesa (51%) y Colbún (49%), ésta ya lleva dos años y nueve meses desde que recibió su RCA, en mayo de 2011. Fuentes de la industria aseguran que con los nuevos estudios solicitados por el Comité de Ministros, el proyecto sumará casi cuatro años sin iniciar las obras. A este período se le agregará el tiempo que dure la calificación ambiental de la línea de transmisión del proyecto. Públicamente, los titulares de la generadora han señalado que no se iniciará la construcción de las cinco centrales en la Patagonia mientras no se cuente con todos los permisos ambientales correspondientes al tendido. En mayo de 2012 Colbún decidió paralizar los estudios de la línea de transmisión de HidroAysén. La empresa señaló que estos trabajos no se reactivarían mientras no exista una política energética a nivel país y un consenso nacional sobre el futuro del proyecto. Si no se inician las obras de las centrales antes de mayo de 2016, el permiso podría caducar, y la hidroeléctrica quedaría sin posibilidades de llevarse adelante. Pese a lo anterior, fuentes de la industria agregan que con el inicio de obras menores se podría evitar una eventual caducidad de la calificación ambiental.

1.8.- Al menos 50 proyectos mineros y energéticos esperan visto bueno en el primer año de Bachelet (Fuente: La Segunda, 25.02.14): La expectación sobre las decisiones que tomará el nuevo gobierno de Michelle Bachelet en materia de proyectos abunda entre los inversionistas. La atención es mayor entre los empresarios de los sectores minería y energía, quienes alegan que la ejecución de sus iniciativas es cada más compleja. De ahí la importancia de conocer cuál será “la mano” con que la administración entrante enfrentará los grandes proyectos. Durante su primer año, las autoridades nombradas por Michelle Bachelet deberán aprobar o rechazar a lo menos 50 iniciativas mineras y de generación de energía. Si bien al día de hoy en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) existen 123 proyectos energéticos en calificación, por un monto de US$18.100 millones de inversión, al analizar su estado de tramitación -y considerando la generación eléctrica- son 40 las iniciativas de este sector que probablemente serán analizadas por la nueva administración durante su primer año. Estos proyectos, que serían revisados antes de marzo de 2015, suman US$8.694 millones de inversión, totalizando una capacidad instalada de generación de 4.267 MW. La potencia que suman estas iniciativas es equivalente a la capacidad que totalizan HidroAysén (2.750 MW), Punta Alcalde (740 MW) y Río Cuervo (640 MW), todas iniciativas con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, pero que no inician construcción. En proyectos mineros, el SEA contabiliza 106 iniciativas en calificación ambiental que suman inversiones por US$22.457 millones. Sin embargo, considerando los elevados tiempos de tramitación ambiental de las iniciativas mineras, sólo 10 proyectos podrían ser evaluados antes de marzo de 2015. Pese a la reducida cartera de iniciativas, la inversión no es despreciable: casi US$17.000 millones. Con todo, y si las expectativas sobre la revisión de las iniciativas es correcta, en el primer año del regreso de Michelle Bachelet a La Moneda deberá visar o rechazar proyectos por US$25.694 millones.

1.9.- La “carrera” por calificar la hidroeléctrica Mediterráneo (Fuente: La Segunda, 25.02.14): Una situación especial se dará con una de las iniciativas más relevantes de generación eléctrica: la central de pasada Mediterráneo. Ya tiene su Informe Consolidado de Evaluación (ICE), paso previo para citar a la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA), instancia que finalmente aprueba o rechaza proyectos. Mediterráneo – propiedad de Belfi y el Fondo de Inversiones Los Andes- tiene como fecha máxima para ser votada el 18 de marzo, por lo que todavía no es claro si alcanzará a ser revisado por la administración de Piñera. Esta central hidroeléctrica de pasada tendrá una potencia de 210 MW en la provincia de Llanquihue, Región de Los Lagos. Su construcción necesitaría una inversión de US$400 millones. Si no es citada la reunión por el actual intendente de Los Lagos, sería la primera iniciativa evaluada por la Nueva Mayoría. De todas formas, una de las principales iniciativas que podría revisar el asumido gobierno es la Termoeléctrica Ttanti, propiedad de GasAtacama y que contempla una inversión de US$1.300 millones. La central

5/33

Boletín Noticias ACENOR

proyectada, con capacidad de 1.290 MW, consiste en la construcción y operación de tres unidades de generación, que utilizarán gas natural como combustible principal y diésel como alternativo. El boom de las ERNC está lejos de desinflarse. De las 40 iniciativas de generación que serían votadas en el primer año de Bachelet, 26 de ellas son plantas solares, principalmente de paneles fotovoltaicos. Destaca por su inversión Cerro Dominador, planta en la que la española Abengoa invertiría US$1.300 millones para instalar un total de 210 MW. ¿Por qué tan alta la inversión? La iniciativa involucra la construcción de una planta termosolar de 110 MW con almacenamiento, la primera de su tipo en Chile. La novedad de este diseño es la posibilidad de almacenar energía y, así, poder inyectarla al sistema incluso de noche. Además, tendrá otra unidad fotovoltaica con tecnología de módulo cristalino de 100 MW de capacidad. Pese a que la iniciativa fue ingresada al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) a comienzos de diciembre, su rápida tramitación augura que sea votada antes del primer trimestre de 2015. La preponderancia de iniciativas renovables no convencionales preocupa a la Asociación de Generadoras. El gerente general de la entidad, René Muga, comenta que si bien se han entregado cifras de proyectos aprobados por más de 18.000 MW en la administración Piñera, más de la mitad corresponden a proyectos solares o eólicos “que no aseguran el suministro eléctrico que el país requiere. Los proyectos de energía de base que Chile necesita no se han podido comenzar a construir a la velocidad que se necesita”. “El próximo gobierno heredará esta gran brecha entre aumento de la demanda y lento desarrollo de proyectos. Lo que no se ha podido construir hoy, no podrá ser puesto en servicio durante los próximos cuatro años. Será una situación muy diferente a la que le tocó vivir al Presidente Piñera en cuyo período se pusieron en servicio más de 2.000 MW de generación de base que habían iniciado su construcción con anterioridad”, opina. En el listado de iniciativas mineras que están en calificación ambiental destacan, sin duda, dos proyectos de Codelco: RT Sulfuros y Andina 244. Entre ambos proyectos totalizan una inversión de US$12.200 millones. La expansión de la División Andina -emplazada en la Quinta Región, cercano al límite con la Región Metropolitana- ha recibido críticas por supuestos impactos en glaciares que tendría su construcción. Sin embargo, desde la estatal han sido enfáticos al señalar que sólo intervendrán seis glaciares de roca: uno que será cubierto por un botadero con material estéril de roca y cinco que serán parcialmente intervenidos. Esto corresponde al 0,08% de los glaciares del sector. Codelco ahora prepara la respuesta a las cerca de 2.200 consultas realizadas por los servicios públicos. La primera fecha de entrega era el 27 de febrero, pero la compañía pidió una extensión hasta el 31 de julio. Los más optimistas indican que la mina viviría su fase final de tramitación a comienzos de 2015.

1.10.- Traspaso: Pacheco se reúne con Bunster pero declina hablar de HidroAysén (Fuente: Diario Financiero, 25.02.14): Por cerca de una hora y media estuvo reunido el futuro ministro de Energía, Máximo Pacheco, con el actual jefe de esa cartera, Jorge Bunster, en el marco de las reuniones de coordinación para el traspaso del cambio de mando del próximo 11 de marzo. Tras la cita, que se efectuó en Alameda 1449, el futuro secretario de Estado eludió los cuestionamientos de la prensa con respecto a la continuidad de Hidroaysén. "Les garantizo que vamos a tener mucho tiempo en los días y en los próximos meses para hablar de ese tema (Hidroaysén) y de otros, porque aquí hay muchos temas que son de mucho interés para el país, por lo tanto, no es hoy día el momento para hablar de eso", señaló. En ese sentido, aseguró que la prioridad en estos momentos es "escuchar, conocer a las personas que trabajan a cargo de las distintas divisiones", aseguró. En tanto, el ministro Bunster detalló pormenores de la cita y explicó que se ha conversado lo realizado en materia de reglamentos, en el 20/25, en la necesidad de impulsar la necesidad de impulsar el avance del proyecto carretera eléctrica y el proyecto de compensaciones. "En este momento estamos en reuniones de presentación, de introducción, en donde se están exponiendo temas, planteando materias y equipos. Todavía no hemos ido a los temas más acuciantes, pero en esta presentación de las unidades se van recorriendo todas las materias", afirmó.

1.11.- Endesa, Suez y Collahuasi presentan ofertas por terrenos para levantar nuevas centrales (Fuente: Pulso. 26.02.14): Cinco empresas, entre las que se cuentan dos de las principales generadoras eléctricas del país, Endesa y E.CL -además de la minera Collahuasi- presentaron ofertas y manifestaron su interés en construir nuevas centrales eléctricas en el país. Estás tres firmas, además de otras dos sociedades de inversión -Concesionaria PPP Limitada y Lihuen S.A.- entregaron ayer sus propuestas en el proceso de licitación de terrenos que lleva adelante el ministerio de Bienes Nacionales, y que busca ampliar la matriz de generación del país tanto en el SING como en el SIC. La idea del Ejecutivo es que los adjudicatarios de estos terrenos suscriban la obligación de construir unidades de al menos 350 MW en cada uno de ellos. Considerando que los terrenos disponibles son ocho -ubicados entre Arica y Caldera-, de adjudicarse todas las zonas se podrían agregar al menos 2.800 MW, cifra que supera la capacidad instalada del proyecto HidroAysén. Se trata de un modelo que no había sido utilizado anteriormente en Chile y que implica una acción decidida de planificación por parte del Estado para ampliar la matriz eléctrica nacional. La licitación se enmarca en el estudio de ordenamiento territorial que anunciara el gobierno hace ya algunos años y que está a cargo del ministerio de Bienes Nacionales. Si bien no hay una imposición en las bases de la licitación respecto a la tecnología a utilizar para generar la energía requerida, se trata de lugares aptos para la construcción de generadoras termoeléctricas, sean estas a gas natural o a carbón. Por ello, fueron escogidas zonas aptas para el desarrollo de estas energías: alejadas de lugares poblados y de

6/33

Boletín Noticias ACENOR

comunidades, además de contar con facilidades como la cercanía al mar, a carreteras, a subestaciones eléctricas y a las líneas troncales, tanto del SING como del SIC. La adjudicación de la licitación no garantiza el éxito de la compañía en el proceso de evaluación ambiental del proyecto -como tampoco un blindaje en un eventual proceso de judicialización posterior a la aprobación ambiental-, pero el gobierno pondrá a disposición información adicional relevante que permitirá minimizar el riesgo de conflictos comunitarios. Desde el Ejecutivo se explicó que se desarrolló una herramienta para la visualización de toda la información territorial, incluyendo información de base (caminos, localidades, ciudades, colegios, centros de salud, puertos, subestaciones eléctricas, etc.), geográfica (mapa geológico, volcanes, acuíferos, áreas de riesgo, etc.), instrumentos de planificación territorial (planos reguladores comunales, intercomunales, regional de desarrollo, límite urbano), catastro y concesiones mineras, protección medioambiental y normativa, zonas de interés turístico, sitios arqueológicos, áreas de desarrollo indígena, entre otros, los que ayudarán a sostener cada una de estas iniciativas. Ayer, a contar de las 11 de la mañana, comenzaron a llegar a las oficinas del ministerio en el centro de Santiago los sobres con las cinco ofertas presentadas por privados interesados en participar del proceso. Fueron objeto de ofertas seis zonas de licitación, mientras que Cobija Sur y Caldera no recibieron propuestas. A las 13:00 horas se procedió a abrir los sobres y dar a conocer el nombre de los proponentes y los montos ofrecidos. Lideraron esta etapa el jefe de la división Bienes Nacionales del ministerio, Juan Fernández García-Huidobro, el jefe de la unidad de proyectos, Jorge Baeza y el jefe de la división jurídica, Alfonso Domeyko. De acuerdo con el acta de apertura de sobres, documento al que tuvo acceso PULSO, la primera oferta correspondió a minera Collahuasi, que presentó una propuesta por UF30.000 (equivalente a US$1,2 millón) y que corresponde al bloque Caleta Chica, ubicado en la comuna de Huara, región de Tarapacá. La compañía es la principal demandante de energía en esa zona del norte del país, tanto para sus operaciones existentes como para su futuro plan de expansión, que considera alcanzar un nivel de producción cercano a 1 millón de toneladas de cobre por año, mediante una millonaria inversión. La segunda oferta recibida correspondió a Endesa, que manifestó su interés en las zonas Totoralillo Norte y Totoralillo Sur, ambas emplazadas en la comuna de Caldera, región de Atacama. La generadora -propiedad del grupo Enersis-, ofreció UF45.101 (US$1,9 millón) por el primer bloque y UF40.101 (US$1,7 millón) por el segundo. La tercera oferta correspondió a Concesionaria PPP Limitada, que manifestó su interés en los mismos bloques que Endesa: Totoralillo Norte y Totoralillo Sur, y que ofreció para este fin UF16.901 y UF16.867, respectivamente. La cuarta propuesta recibida por Bienes Nacionales provino de E-CL Suez, y fue la más ambiciosa. El grupo franco belga y su filial del SING presentaron requerimientos por Tames I y Tames II (ambos en la comuna de Mejillones, región de Antofagasta) y Totoralillo Norte y Totoralillo Sur, que se convirtieron así en los bloques con mayor competencia de los ocho en licitación. E-CL Suez ofreció UF66.000 por Tames I (US$2,7 millones), la misma cifra por Tames II y UF34.315 por Totoralillo Norte (US$1,4 millón) y UF15.150 (US$630 mil) por Totoralillo Sur. La última propuesta recepcionada correspondió a Lihuen S.A., que solicitó las concesiones de Caleta Chica y Caleta Obispo. La empresa se manifestó dispuesta a pagar UF17.110 (US$710 mil) por cada una de ellas. Las concesiones consideran tres períodos: cinco años para estudios (con opción de salida), otros cinco para la construcción, más un plazo para la operación. En total, el periodo máximo es de 50 años. “Estas licitaciones responden a la línea de acción del Ministerio de Bienes Nacionales de poner a disposición de la inversión privada, a través de licitaciones públicas, terrenos fiscales para ser incorporados a los procesos de desarrollo productivo del país. En materia de oferta para proyectos de energía, se han realizado licitaciones de terrenos para proyectos de ERNC y también para energías convencionales, de manera de enfrentar el problema de manera integral”, explicó de manera oficial el ministerio una vez que presentó el plan de licitaciones a comienzos de año. La licitación cobra especial relevancia considerando la dificultad que existe en el país para desarrollar centrales termoeléctricas a gran escala particularmente en el norte, lo que ha ocurrido, por ejemplo, en los proyectos térmicos Punta Alcalde y Castilla.

1.12.- Enap reduce a la mitad capacidad de central para viabilizar su construcción (Fuente: El Mercurio, 27.02.14): La central a gas por 165 MW que está impulsando Enap en la comuna de Concón encontró una fuerte oposición desde la ciudadanía y el municipio. Fue tal el encono que los detractores del proyecto termoeléctrico presentaron un recurso de protección en contra de la iniciativa, el cual fue acogido a trámite por la Corte de Apelaciones de Valparaíso. Los duros cuestionamientos que recibió la empresa por parte de la comunidad trajo consigo una serie de modificaciones al proyecto, en el que también participa la firma australiana Origin Energy. La principal modificación vino de la mano de la capacidad de generación que tendrá la central. Con el objetivo de reducir el impacto ambiental en la zona, la empresa decidió disminuir de 165 MW a 77 MW la cantidad de electricidad que puede entregar. Con el cambio, la mayor parte de la energía producida por la termoeléctrica irá destinada a la operación de la refinería Aconcagua ubicada en Concón. El complejo requiere 50 MW, por lo cual al SIC solo se le entregarán 27 MW. Otra de las modificaciones aplicadas tiene relación con el consumo de agua de la planta. Para evitar la extracción del insumo desde el río Aconcagua, la empresa decidió que el 100% de los requerimientos hídricos de la central sean cubiertos con el agua que ya utiliza la refinería. Estos cambios han sido bien recibidos por la comunidad y las autoridades de la zona, quienes se han mostrado abiertos a desestimar la acción judicial. Se espera que este viernes se reúna el concejo municipal para debatir sobre el nuevo

7/33

Boletín Noticias ACENOR

proyecto que está presentando Enap y, eventualmente, se podría retirar el recurso de protección que está siendo tramitado.

1.13.- Peruana Inkia busca levantar central en Chile. Presentó oferta por terreno en Caldera (Fuente: Pulso, 27.02.14): Mientras Endesa, Suez y Collahuasi buscan quedarse con algunos de los terrenos fiscales licitados por el Ministerio de Bienes Nacionales para levantar centrales termoeléctricas, un cuarto actor entró en escena. Se trata nada menos que de la compañía energética peruana Inkia, compañía que presentó dos ofertas en el proceso, mediante la razón social Lihuen S.A, empresa ligada a su filial IC Power. La presentación fue hecha bajo Lihuen S.A, sociedad constituida en 2013 en Chile y que es presidida por el gerente general de IC Power, Javier García Burgos. Entre sus directores figuran ejecutivos de la misma compañía. El gerente general es Peter Hatton Bunster, ex timonel de Eólica Monte Redondo, empresa ligada al grupo Suez. La empresa ofertó por los terrenos de Caleta Chica y Caleta Obispo, ubicados en las regiones de Tarapacá y Atacama, Respectivamente. La propuesta alcanzó las UF17.110 (US$710 mil) por cada una de las concesiones. En la primera de ellas compite con la oferta de minera Collahuasi, mientras que en el caso de Caleta Obispo no tiene rivales, de acuerdo con el acta de apertura de sobres al que tuvo acceso PULSO. Si bien, la evaluación de las ofertas está en curso, de acuerdo con las bases lo que prima es la propuesta económica. Por ello, se espera que la filial de Inkia se quede con Caleta Obispo, mientras que en el caso de Caleta Chica se inclinaría ante la minera Collahuasi. El ministerio de Bienes Nacionales tiene siete días para evaluar cada una de las propuestas, tras lo cual entregará su veredicto. No obstante, la evaluación de la oferta económica permite aventurar que Collahuasi, E-CL, Inkia y Concesionaria PPP (de la que no se tienen mayores antecedentes) se quedarán con una zona cada una, mientras que Endesa se adjudicará dos. Se trata de un nuevo intento de Inkia por potenciar su presencia en Chile. Actualmente opera la central Cardones (ex Tierra Amarilla), aunque se trata de una unidad de respaldo a diesel, lo que implica que su aporte al sistema eléctrico sea menor. Tras quedarse con Cardones, Inkia estuvo interesada en quedarse con los activos de la fallida generadora Campanario, aunque finalmente sería Duke Energy el que se quedaría con la actual central Yungay. La licitación llevada adelante por el gobierno permitirá al concesionario de cada uno de los terrenos levantar una central de al menos 350 MW cada una. Si bien, no se entregarán garantías de que los proyectos van a ser aprobados, sí se seleccionó zonas alejadas de centros urbanos, buscando minimizar el impacto en la población. En caso de adjudicarse las seis zonas por las cuales fueron presentadas ofertas, y de que los proyectos puedan ser construidos, se agregarán a la matriz eléctrica 2.100 MW adicionales, cifra que puede compararse con los 2.450 MW del proyecto HidroAysén. Si bien no hay una imposición en las bases de la licitación respecto a la tecnología a utilizar para generar la energía requerida, se trata de lugares aptos para la construcción de generadoras termoeléctricas, sean estas a gas natural o a carbón.

1.14.- Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos aprueba proyecto hidroeléctrico por US$400 millones (Fuente: La Tercera, 27.02.14): La Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos aprobó este jueves el proyecto hidroeléctrico Central de Pasada Mediterráneo, que tendrá una capacidad instalada de 210 MW y demandará una inversión de US$400 millones. La central, un proyecto perteneciente a los empresarios José Cox, Fernando Elgueta y Roberto Hagemann, se ubicará en el sector de la confluencia del río Torrentoso con el río Manso. El río Torrentoso nace en el desagüe del Lago Vidal Gormaz, ubicado en el extremo nororiental de la Provincia de Llanquihue, Región de Los Lagos, y recorre unos diez kilómetros de pendientes hasta el sector de La Junta. Al ser una central de pasada, el proyecto no considera ningún tipo de embalses, además, sus obras se caracterizan por desarrollarse en gran medida de forma subterránea. Las aguas que sean turbinadas por la central serán devueltas en su totalidad al río, de acuerdo al derecho de agua otorgado, señala el EIA del proyecto. La iniciativa también contempla la construcción de una línea de transmisión de energía eléctrica, denominada Línea Alto Reloncaví. Los opositores a la iniciativa, agrupados en la organización Puelo Patagonia han manifestado su rechazo a la instalación de torres eléctricas en la zona. Se estima que las obras de construcción tendrán una duración total de 42 meses.

1.15.- Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos aprueba proyecto hidroeléctrico ligado a “Tercer piso” de Piñera (Fuente: El Mostrador, 27.02.14): A las 8:30 A.M. de este jueves, la Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos se reunió a calificar el proyecto hidroeléctrico Mediterráneo. Citación que fue anunciada ayer pasadas las 20 horas a través de la página del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) Regional. A las 10 de la mañana el proyecto –cuyo tendido eléctrico de 63 kilómetros pasará por el corazón de la comuna de Cochamó, atravesando el estuario de Reloncaví, el Lago Tagua Tagua y el río Puelo– era aprobado por unanimidad. El resultado no fue ninguna sorpresa para los opositores de la iniciativa que tendrá una capacidad de generación de 210 MW y requerirá una inversión de 400 millones de dólares, quienes han venido denunciando presiones del gobierno para que se diera luz verde a la central de pasada, detrás de la cual están amigos muy cercanos del Presidente Sebastián Piñera. Se trata de José Cox, Ricardo Bachelet e Ignacio Guerrero, que poseen 35% de la propiedad de Mediterráneo y son históricos socios del mandatario. Guerrero y Cox –que lideró la recolección de fondos para la campaña presidencial de 2009– forman parte del

8/33

Boletín Noticias ACENOR

denominado “Tercer Piso” de La Moneda, integrado por un grupo de empresarios y amigos cercanos a Piñera, con quienes comparte experiencias, temas personales y que jugaron un rol clave a la hora de convencer al mandatario de vender su participación en Chilevisión y Colo-Colo. El otro 35% está en manos de la constructora Belfi, de los hermanos Fernando y Enrique Elgueta, la misma empresa que, junto a Guerrero, Cox y Bachelet, operó la Ruta de la Madera, que terminó convirtiéndose en la primera concesión que el Estado compró a privados. Traspaso generado por las malas condiciones de la ruta, que fue adquirida por el fisco hace dos años por UF 736.343, unos 16 mil millones de pesos. El restante 30% se lo reparten los precursores de la iniciativa, los ingenieros Roberto Hagemann, Ignacio Muñoz y Carl Weber. Según Rodrigo Condeza, secretario de la Corporación Puelo Patagonia, que impulsa la campaña “Puelo sin Torres” con más de 16 mil seguidores en Facebook y más de 24 mil en twitter, la aprobación de la central afectará al turismo y “a la comuna completa, porque la línea pasa por el corazón del valle: atraviesa el estuario de Reloncaví, el Lago Tagua Tagua y el río Puelo en la parte más turística y más bella”. En la segunda participación ciudadana de la tramitación del proyecto, Mediterráneo presentó una variación del trazado –la que fue aprobada hoy– que, según la Corporación Puelo Patagonia, no mejora la situación, “más bien la empeora, porque cruzará el Río Puelo en dos secciones, la primera en el lago Victoria y otra en la localidad de las Gualas, ambas muy concurridas por los turistas”. Con la nueva variante propuesta por Mediterráneo, explica Condeza, “se ahorra 2,5 kilómetros de tendido, 11 torres y ahora tendría acceso directo desde el camino, lo que se traduce en un ahorro importante para la empresa y un perjuicio mayor para el turismo en la zona”. Rony Gallardo, de 64 años, nacido y criado en el sector del Manso, se ve directamente afectado por el trazado eléctrico, que “pasa por mi terreno”. Según relata, su padre fue colonizador de la zona, por eso se molesta y dice que le “duele que a nosotros nacidos y criados acá nos pasen a llevar. Teniendo por donde pasar por el fundo de uno de los dueños. O por último en forma subterránea. Pero dicen que es muy caro. Al final lo barato sale caro y los que vamos a pagar lo barato seremos nosotros, los que queremos progresar acá. No los dueños de Mediterráneo, que son todos amigos del Presidente”. En todo caso y tal como explica Pedro Soto, dirigente vecinal de 73 años de edad, las opiniones están divididas, “sobre todo porque la gente no entiende el daño que puede provocar un proyecto de este tipo. Algunos creen que les van a dar trabajo. Eso no es cierto. Toda la gente la van a traer de afuera y los que nos oponemos estamos conscientes de que la comuna de Cochamó tiene un potencial turístico muy grande y esto provocará un gran daño a ese potencial”. La iniciativa enfrenta una acción legal por parte de la Fiscalía del Medio Ambiente (FIMA), que el martes presentó un Recurso de Protección en representación de Puelo Patagonia, y a un grupo de representantes de comunidades indígenas ante la Corte de Apelaciones de Puerto Montt, solicitando invalidar el Informe Consolidado de Evaluación Ambiental (ICE) que recomendaba se autorizara la hidroeléctrica. A través de este recurso se solicitaba que la Corte diera orden de no innovar para que, mientras resolviera, se detuviera la evaluación del proyecto. Como la iniciativa ya fue aprobada, desde FIMA esperan que el tribunal se pronuncie sobre esta orden de no innovar antes de que se materialice la Resolución de Calificación Ambiental (RCA). De ser acogido, según explica el abogado Rodrigo Pérez, “significa que el proyecto se suspendería hasta que se resuelva la ilegalidad del ICE”. Pérez adelanta que están estudiando las posibilidades legales que enfrentan y no descartan nuevas acciones en el nuevo escenario.

1.16.- El círculo está completo: HidroAysén y el nuevo gobierno (Fuente: Blog Alex Godoy, Doctor en Ingeniería, La Tercera, 28.02.14): El 14 de agosto de 2008 hizo su ingreso al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental el proyecto HidroAysén, en aquél entonces, a la Comisión Nacional de Medioambiente (CONAMA) durante la administración de la reelecta Presidenta, cerrando el círculo de su tramitación, quizá, definitivamente. En aquella oportunidad las tendencias ambientales y fuerzas conductoras de la política ambiental era muy distintas al escenario actual tanto a nivel de autoridades como de posturas a nivel de la población. Para 2008, la crisis financiera era el tema principal de fondo, mientras que en temas ambientales la participación ciudadana empezaba a tomar forma mediante el hacerse expresar mediante distintos mecanismos. Los temas energéticos y de escasez de agua empezaban a ser tocados en los medios – tangencialmente – pero nada a un nivel preocupante; en donde incluso la aprobación e implementación de termoeléctricas fue algo que caracterizó al periodo. Hoy, la administración de Bachelet se encuentra con un escenario no sólo distinto sino que altamente complejo. Chile ya no posee una “Secretaría General con rango de Ministerio”, sino un Ministerio de verdad con una estructura compleja respaldada en la Ley 20417, coexistiendo tribunales ambientales, superintendencia y servicio de evaluación ambiental, quedando sólo a resolver el servicio de Biodiversidad y Áreas protegidas. Unido a esto, el contexto social también es diferente. La población se ha empoderado en temas ambientales siendo poco tolerante a errores tanto de parte del gobierno como de privados; en donde incluso esta asocia el concepto de “HidroAysén” a “mal proyecto”, o “malas prácticas” dejando ya de ser un tema de fondo su impacto ambiental. En temas de recursos, la Presidenta también enfrenta el arrastre de la carencia de una política energética, en donde a pesar que han aprobado sobre 18.583 MW, menos de un séptimo han sido construidos. Lo paradójico, es que el 78% corresponde a iniciativas renovables en donde los proyectos solares representan el 31,6%; los hidroeléctricos el 21,8%, y los eólicos, el 25%; pero donde aún se sigue “facilitando el mercado” a proyectos basados en carbón o mega represas por medio del “régimen marginalista” en los sistemas de precios. En este escenario, las promesas del programa de la

9/33

Boletín Noticias ACENOR

Presidenta de un Chile más verde se contraponen a este escenario donde la carencia futura de energía y la sombra del racionamiento ya han hecho expresar a miembros de su coalición que HidroAysén es la solución o que el carbón no debe limitarse. Peor aún, en este escenario la Presidenta deberá hacer frente a una de las decisiones más difíciles de entrada; dar luz verde o no al “emblemático HidroAysén” no resuelto por la administración actual. Esta deberá saber hacer frente su aprobación o rechazo en una entramado ministerial, de leyes y ciudadanía, que esperan tanto de ella, su ministro y subsecretario del medioambiente, quienes lleven de la de la mano a Chile a un desarrollo verde. ¿Será esto posible? La respuesta a tal pregunta se dividirá entre el pragmatismo para responder a la necesidad y lo nuevos desafíos futuros. A todas luces, la disponibilidad hídrica en el SIC empeora, proyectándose este año como la quinta temporada de sequía consecutiva, trasladando la discusión desde el tema eléctrico al tema hídrico. Para quienes plantearon que la solución a la sequía sería la construcción de más embalses que pudieran responder a apostar por resolver ambos problemas; su visión cortoplacista se ve enfrentada a la dura realidad sobre que los embalses actuales están bajo dos tercios de su capacidad y que dudosamente puedan recuperarse a la misma tasa. Esto es corroborado en el sexto informe de deshielos (2013-2014) encargado por el CDEC-SIC, el cual muestra evidencia del empeoramiento de la condición seca en la zona centro sur comparado con los años anteriores. Por lo tanto, para quienes apuestan a la hidroelectricidad y que argumentaban de esta como renovable, confiable y de uso múltiple en una estrategia nacional de recursos hídricos, la evidencia empieza mostrar su peor cara. Por otra parte, aun nada se hace en contra de reflotar el tema de los “Derechos de Agua”, los cuales todos sabemos que se encuentran concentrados en muy pocos actores – además de no ser utilizados – haciendo que el ”mercado del agua” en vez de funcionar de modo correcto al final se comporte como un “Wall Street del 2008” con especuladores hídricos. Es más, nadie ha puesto el cascabel al gato en la desconexión entre Oferta-Demanda Hídrica en las diversas cuencas y su poca planificación territorial a nivel nacional; configurando el peor escenario futuro posible, no sólo tenemos una carencia en política energética sino también hídrica. En este marco, la nueva administración tiene que enfrentar el desafío de coordinarse entre ministerios – lo cual no es algo que suceda mucho en Chile – y donde la tendencia e inercia es que en cada entidad ministerial responda al problema con soluciones reactivas al hoy en vez de planificar e implementar soluciones coordinadas para lo que se viene y que el calentamiento global ya refleja. Nuevamente, ¿Podrá hacerlo la actual administración?. El escenario es más complejo que hace cuatro años y en la historia ambiental de Chile no hay evidencia que este sea prioridad; por tanto sólo nos queda la fe en que quienes fueron nombrados se iluminen y puedan hacer frente a una bola de nieve que se inició en 2008, ha crecido y que lleva por “chapa” HidroAysén, pero que de fondo es un tema lejos más complejo que aprobar un simple proyecto.

B.- Demanda y Generación Eléctrica

1.17.- Paralización de central Bocamina II cumple dos meses (Fuente: La Segunda, 19.02.14): a paralización de la generadora eléctrica a carbón Bocamina II decretada por la Corte de Apelaciones de Concepción a mediados de diciembre no ha sido gratis. De acuerdo a estimaciones de Endesa Chile, propietaria de la central, el frenazo significa un sobrecosto al SIC de US$1,2 millones en promedio al día. Considerando que la termoeléctrica de 350 MW de potencia cumple algo más de dos meses sin funcionar, el sobrecosto pagado en el SIC -sistema que abastece al 93% de la población chilena- totaliza US$75 millones. Desde la compañía apuntan que la central, que inició operaciones a fines de 2012, fue de vital importancia para enfrentar el cuarto año de sequía vivido en 2013, al suplir los menores recursos hídricos y estabilizar los precios en el mercado “spot”. Bocamina II, estando operativa, suministra entre un 5% y un 6% de la demanda diaria del SIC, equivalentes a todo el consumo de Los Ángeles al sur. “En la actual situación del sistema, resulta aún más importante su operación y contribución”, comentaron en la compañía. En reemplazo de Bocamina II está funcionando un conjunto de unidades térmicas a diesel que, dicen en la compañía, presentan una alta indisponibilidad por fallas en su operación y problemas de logística en el suministro de su combustible. “Estas fallas del reemplazo resultan en una mayor utilización de las escasas reservas hídricas que le quedan al sistema después de 4 años de sequía, para afrontar los meses de mayor demanda (marzo-abril)”, argumentan. Asimismo, calculan que las unidades térmicas que reemplazan con diesel el aporte de Bocamina II, tienen costos de entre cuatro y cinco veces superiores a la energía que sustituyen. Un ejemplo de sustitución fue el de la operación de Nueva Renca con diesel -central propiedad de AES Gener y ubicada en Santiago- entre el 7 y 17 de enero, la que tiene un costo variable de 176 US$/MWh, mientras que Bocamina II tiene costo variable en torno a los 50 US$/MWh, estiman en Endesa. En la generadora también calculan que por cada día que Bocamina II está paralizada, se utiliza el petróleo equivalente a una semana entera de consumo de combustibles del Transantiago o cerca de 250 mil autos. La termoeléctrica de Endesa está paralizada desde el 16 de diciembre luego que la primera sala de la Corte de Apelaciones de Concepción acogiera -en su segundo intento- una orden de no innovar contenida en el recurso de protección presentado por el abogado Sebastián Inostroza en representación de agrupaciones de pescadores de Coronel. Con la decisión, la justicia ordinaria se adelantó a la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) que llevaba adelante un proceso sancionatorio en contra del proyecto y, unos días antes de la decisión de la corte, el organismo fiscalizador solicitó la clausura temporal de las instalaciones. De

10/33

Boletín Noticias ACENOR

todas maneras la SMA sigue adelante con la investigación y se espera para hoy en la tarde que concurra a declarar el gerente general de Endesa Chile, Joaquín Galindo.

1.18.- Gerente de Endesa declara ante la SMA por Bocamina II (Fuente: El Mercurio, 19.02.14): El gerente general de Endesa Chile, Joaquín Galindo, declaró ayer ante los fiscales de la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA), en el marco del proceso sancionatorio contra la central Bocamina II (350 MW). El ejecutivo de la generadora estuvo cerca de 40 minutos reunido con la fiscal del caso, Andrea Reyes, para entregar su versión sobre el eventual incumplimiento de la normativa ambiental de la central, que habría operado sin contar con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA). “Hemos venido a colaborar con la autoridad”, señaló escuetamente Galindo, a la salida de las dependencias de la SMA.

1.19.- Caso Bocamina II: Se Reconoce Construcción Realizada Distinta a la que Aprobaron (Fuente: Estrategia, 21.02.14): Este viernes el representante de Tecnimont, Adolfo Giaretti, empresa encargada de construir la segunda unidad de la central termoeléctrica Bocamina, de Endesa, afirmó que la construcción realizada fue algo diferente a lo señalado en la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) y que fue aprobada por el Servicio de Evaluación Ambiental. Estas declaraciones fueron realizadas a radio Bío Bío, agregando que sus dichos fueron en marco de la investigación que se está realizando por la Superintendencia del Medio Ambiente debido a los supuestos incumplimientos ambientales. Fue así como Giaretti reconoció que el contrato firmado en julio de 2007 contemplaba cosas distintas a la resolución ambiental dictada en agosto de ese año. El proceso sancionatorio de la Superintendencia de Medioambiente formuló cargos pertinentes a los cuales la generadora se expone a una multa de US$10 millones o también a su clausura.

C.- Insumos Energéticos

1.20.- Gran paso adelante para la generación ilimitada de energía (Fuente: Revista ElectroIndustria, 17.02.14): La noticia de que científicos en California han logrado producir energía por primera vez en un laboratorio mediante fusión nuclear alimenta la esperanza de que el proceso sirva para generar energía sin límites en el futuro. Los científicos del centro de ignición del Laboratorio Nacional Lawrence Livermore, que forma parte del Departamento de Energía y alberga las mayores instalaciones de láser del mundo, con 192 aparatos que ocupan el espacio de un estadio de fútbol, acaban de revelar sus logros en la revista Nature. Durante el experimento en septiembre pasado, los investigadores dirigieron la energía del láser más potente del mundo a un objetivo del tamaño de un guisante ubicado en el interior de una pequeña lata dorada, lo que desencadenó una reacción de fusión que liberó una enorme cantidad de energía durante una fracción de segundo. El láser tiene la capacidad de proyectar brevemente sobre su objetivo más energía que la que se usa en un determinado momento en todo Estados Unidos. El experimento logró replicar el poder del sol, que irradia energía gracias a las reacciones de fusión que se producen en su núcleo y en las que los átomos de hidrógeno se transforman en helio. El centro nacional de ignición de California, en el que el gobierno ha invertido 5.300 millones de dólares, nació con el objetivo de producir fusión nuclear, un proceso en el que los átomos de hidrógeno se comprimen hasta que se fusionan en átomos de helio, al igual que ocurre en el sol. El éxito de septiembre se repitió durante un segundo experimento en noviembre, según explicó a Nature Omar Hurricane, físico del laboratorio californiano y principal autor del artículo publicado en la revista. En ambos casos, la fusión de hidrógeno generó más energía que la que se inyectó inicialmente para favorecer el proceso, aunque los expertos recuerdan que el sistema de láseres es poco práctico porque solo alrededor del 1% de la energía inicial alcanza el hidrógeno. Aun así, tanto los investigadores que forman parte del proyecto, como la comunidad científica en general y los medios de comunicación, calificaron lo ocurrido como un gran paso adelante. "Por primera vez hemos obtenido más energía en el combustible que la que inyectamos" al usar esta técnica, afirmó Hurricane en declaraciones al diario The Wall Street Journal. Pese al avance, los investigadores están todavía lejos de lograr lo que se conoce como ignición, que permite generar más energía que la consumida en una cadena auto-sostenible y sin la cual el proceso de generación energética mediante fusión no sería práctico. El laboratorio no consiguió alcanzar en septiembre de 2013 su objetivo de lograr ignición termonuclear, en la que la reacción es autosostenible y genera toda la energía que sea necesaria para operar los láseres. El proceso es similar al de encender una cerilla para quemar una pila de madera. Durante los experimentos de septiembre y noviembre, gran parte de la energía se disipó y no logró alcanzar el combustible. Aun así, representa el primer logro concreto tras años de fracasos y promesas fallidas y ofrece un modelo concreto de cómo podría funcionar un reactor de fusión nuclear. Estados Unidos probó la primera bomba de hidrógeno en 1952, que generó una gran cantidad de energía mediante la fusión de átomos, pero esa generación se produjo toda de una vez. Lo que se busca con los láseres es crear una reacción mucho más pequeña y manejable. La esperanza de los científicos es que este proceso conduzca en última instancia a una generación abundante de energía limpia, que podría reemplazar a los combustibles fósiles y la fisión nuclear y sus peligrosos residuos radiactivos. Las plantas nucleares actuales generan electricidad mediante fisión, que involucra la

11/33

Boletín Noticias ACENOR

separación de los átomos. En la fusión, los núcleos atómicos se comprimen en un ambiente de gran calor y presión para generar energía. Entre los aspectos más esperanzadores de los experimentos realizados en septiembre y noviembre figura el hecho de que el núcleo del helio generado por la explosión de la fusión inicial calentó los átomos de hidrógeno próximos. En la actualidad solo una pequeña parte del hidrógeno se fusiona y para que el sistema del láser sea efectivo, las reacciones de fusión tendrían que propagarse al resto del combustible de hidrógeno.

1.21.- Disponibilidad hídrica empeora y energía en embalses sigue en niveles bajos (Fuente: Diario Financiero, 27.02.14): El sexto informe de deshielos (2013-2014) encargado por el CDEC-SIC, que data de inicios de febrero, evidencia un empeoramiento de la condición seca en la zona centro sur comparado con los reportes anteriores. Esto, porque la medición de los caudales en siete cuencas entre las regiones de Valparaíso y Biobío, arrojó que en el período remanente, es decir, los meses de febrero y marzo, la probabilidad de excedencia subió a un rango mayor al 95%. Esto significa que más del 95% de todos los años estadísticamente controlados fue más húmedo que este lapso, o en una lectura contraria que una fracción inferior al 5% de los años puede ser más seco que el registro actual. “En general, en la mayoría de las cuencas en estudio se ha observado un déficit de precipitaciones y de la nieve acumulada, principalmente en las cuencas de más al norte, lo que ha incidido en los resultados del análisis, pronosticándose en la mayoría de los puntos de pronóstico volúmenes de deshielo con probabilidades entre 80% y mayor al 95%”, dice el documento elaborado por la consultora Conic-BF. La situación es particularmente seria en las cuencas del Maule y el Laja, donde se ubican los embalses del mismo nombre, que son los más importantes en materia hidroeléctrica por la capacidad de reserva que representan para el SIC. En el primer reporte de esa serie, correspondiente a septiembre, previo al inicio de la temporada de deshielos -que va de octubre a marzo- arrojó una probabilidad de excedencia de 75% a 90%, rango que se fue elevando hasta llegar al sexto reporte. El deshielo es importante no sólo en términos estacionales, porque se dispone de más agua para la generación hidroeléctrica durante dicha temporada, sino que también determina la reserva hídrica del sistema entre el mes de marzo, cuando finaliza el deshielo y bajan los caudales, y los meses de abril o mayo, que es cuando se inicia el año hidrológico. En relación con lo anterior, según registros de Electroconsultores correspondientes a enero, 2014 se inscribió como el segundo año de este siglo que comienza con los menores niveles de energía contenida en embalses, con poco más de 1.900 GWh, considerando nueve tranques de uso hidroeléctrico y mixto (generación y riego). Hacia fines de ese mes, la situación mejoró levemente a un nivel de 2.502 GWh, de acuerdo con el mismo informe. El director ejecutivo de la consultora, Francisco Aguirre, explicó que lo más complejo de esta situación es que a diferencia de fines de los ‘90, cuando la acumulación de energía fue la más baja desde que se tiene registro, actualmente el consumo de energía es mucho mayor y por lo tanto “esa energía alcanza para menos”. Sin embargo, destaca que en estos momentos la hidroelectricidad representa un porcentaje menor de la matriz del SIC, debido al aumento en los últimos años de la capacidad en base a carbón, gas natural e incluso diesel. Esto dicen en el sector, si bien supone una mayor estabilidad para la operación del sistema, va aparejada de un mayor costo de la energía. Aún no hay certeza sobre el comportamiento hidrológico de este año, sin embargo en la industria la percepción es que la sequía podría continuar durante un quinto año consecutivo. Así al menos lo estimó a mediados de febrero el gerente de Finanzas de Endesa, que en un conference con inversionistas, adelantó que es probable que 2014 sea un año “normal a seco”. En lo que respecta a los pronósticos de lo que podría ser este año en términos hidrológicos, la situación aún es incierta. De acuerdo con los datos disponibles hasta ahora no es posible adelantar si las lluvias serán normales, abundantes o nuevamente escasas, es decir, aún no se define si este año se producirán los fenómenos de “La Niña” (seco) o “El Niño” (lluvioso). El pronóstico dinámico de la Dirección Meteorológica de Chile dice que entre febrero y abril las precipitaciones mensuales y trimestrales desde la Región de Valparaíso al sur se presentarían bajo lo normal, a excepción de las ciudades de Puerto Montt, donde se espera un comportamiento normal, y de Coyhaique, donde la proyección es que las lluvias estarán en un rango superior al normal.

Hidroeléctricas

1.22.- Aporte de la generación hidroeléctrica de embalse cae a la mitad en diez años (Fuente: El Mercurio, 24.02.14): Poco a poco la generación hidroeléctrica ha ido perdiendo en la matriz SIC. Según datos de la Asociación de Generadoras, en diez años la electricidad producida por centrales de embalse se redujo a la mitad. Si en 2003 este tipo de tecnología representaba el 40% del total de la energía inyectada en el SIC, hoy apenas alcanza el 18%. Esta caída contrasta con el avance que ha tenido el carbón. La generación a base de este combustible se triplicó en una década, tras alcanzar el 30% del SIC. A su vez, las centrales que operan con derivados del petróleo también elevaron su participación en la matriz, pasando de 1% a 7% en diez años. La drástica caída experimentada por las hidroeléctricas de embalse se explica, en gran medida, por la fuerte sequía que ha afectado al país en los últimos cuatro años. “Al producirse menos lluvias en la zona centro-sur la generación más afectada es la de embalse. Hay que recordar que en los últimos años ha habido períodos en que el agua embalsada es tan poca que incluso algunas represas ni siquiera están en condiciones de funcionar”, explica René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras. Por su parte, el analista de

12/33

Boletín Noticias ACENOR

Corpresearch, Sergio Zapata, asegura que la misma sequía ha provocado que los inversionistas piensen dos veces antes de apostar por una central de embalse. “Es evidente que a la hora de tomar una decisión sobre un tipo de tecnología no se opte por las represas. Con cuatro años consecutivos de sequía no se justifica llevar adelante una inversión tan grande para que luego no sea despachada al sistema”, dice Zapata. De acuerdo a la información que publica la CNE, desde el 2004 -año que entró en operación Ralco (640 MW) de Endesa- no ingresa al sistema una nueva unidad de embalse. Esta parálisis podría terminar este año cuando comience su operación comercial la central de embalse Angostura (316 MW) de Colbún. Pese a lo anterior, dice Muga, no se ven en el horizonte nuevas unidades de este tipo en lo que resta de la década. Esto último teniendo en cuenta que los dos grandes proyectos: Cuervo (640 MW) e HidroAysén (2.750 MW), no ingresarían al sistema antes del 2020. Asimismo, Zapata agrega que en la zona centro-sur del país -la cual comprende entre Santiago y Valdivia- no hay espacio geográfico para la instalación de una nueva unidad de embalse que le entregue electricidad al SIC. El aumento que ha experimentado el carbón en la matriz del SIC viene explicado, en gran medida, por los 1.000 MW que ingresaron en operación entre 2012 y 2013. Las centrales Bocamina II de Endesa (350 MW), Santa María de Colbún (342 MW) y Campiche de AES Gener (270 MW) prácticamente duplicaron la capacidad instalada del carbón en el SIC. Además, explica Muga, este tipo de unidades tiene un costo de operación cercano a los US$ 60 por MWh, por lo cual casi siempre están siendo despachadas por el sistema.

1.23.- Las consecuencias de un nuevo año seco (Fuente: Editorial Diario Financiero, 28.02.14): El último informe de deshielos (2013-2014) encargado por el CDEC-SIC ha entregado un desalentador panorama hídrico para la principal red eléctrica del país. El informe muestra un empeoramiento de la condición seca en la zona centro sur comparado con los reportes anteriores. Esto, producto de que la medición de los caudales en siete cuencas entre las regiones de Valparaíso y Biobío arrojó un fuerte déficit de precipitaciones y de la nieve acumulada. Esto deja en evidencia la delicada situación que atraviesan especialmente las cuencas del Maule y del Laja, las más importantes en materia hidroeléctrica, dada la capacidad de reserva que representan para el SIC. El informe del CDEC más otros reportes que se han elaborado, muestran que 2014 se está convirtiendo en el segundo año de este siglo que comienza con los menores niveles de energía contenida en embalses, con poco más de 1.900 GWh. Lo más serio es que a diferencia de fines de los ‘90, cuando la acumulación de energía fue la más baja desde que se tiene registro, hoy la situación se complica por el incremento que ha tenido el consumo de energía. Si bien es incierto el comportamiento hidrológico de este año, se estima que la sequía continuaría durante un quinto ejercicio consecutivo, con un alza de costos como consecuencia. Ante este escenario, resulta clave anticipar medidas que arbitren esta situación, como incentivar la eficiencia y promover acuerdos entre consumidores y generadores para reducir el consumo y evitar un alza desmedida de los precios.

Gas

1.24.- Gas de esquisto (Fuente: Opinión Alejandro Arias Edwards, Cartas El Mercurio, 19.02.14): Señor Director: Chile es el tercer país con mayores reservas de shale gas (gas natural atrapado en formaciones de esquisto) en Sudamérica y décimocuarto a nivel mundial, situación que sin duda debiese ser aprovechada por la empresa estatal Enap incursionando determinadamente en la exploración de este recurso natural, ayudando así al logro de una mayor independencia energética para nuestro país, y adicionalmente a una baja en los altos precios de la energía. El editorial de este mismo diario del día de ayer titulado “Un plan competitivo para Enap”, señala que la estatal acumula una deuda de más de 3.400 millones de dólares y requiere capitalizaciones permanentes de parte del fisco, lo cual es prueba fiel de su ineficiencia. Esta circunstancia, claramente indeseable, puede ser el argumento de peso para, de una buena vez, terminar con esta situación y darle el empuje necesario imitando a otras empresas estatales de hidrocarburos como Pemex y PetroPerú, las que se han abierto a capitales privados con el objeto de incrementar su eficiencia y utilidades. El nuevo gobierno debiese abrir la empresa a capitales privados junto con permitir que Enap conforme consorcios con empresas con vasta experiencia en exploración y explotación de hidrocarburos. De esta forma, la explotación del shale gas podría convertirse en un gran hito para la empresa, no sólo en cuanto a saldar su inmensa deuda y posicionarla como un actor relevante en la explotación y explotación de hidrocarburos, sino también en cuánto a mermar la gran dependencia energética de nuestro país, la cual es consecuencia directas de la poca visión de las autoridades en la materia, tanto de las pasadas como de las actuales.

Carbón

1.25.- Seremi de Economía de Magallanes prevé que extracción de carbón en la región se duplicará este año (Fuente: La Tercera, 18.02.14): Luego que esta mañana el Instituto Nacional de Estadísticas (INE) informara que Magallanes lideró el crecimiento económico regional durante el 2013, al anotar una expansión de 15,3%, el Secretario Regional Ministerial de Economía, Marco Antonio Mella, proyectó un positivo comportamiento de los sectores productivos para este año. El mayor dinamismo económico de Magallanes se explicó por el positivo comportamiento del sector minero, debido al aumento en la extracción de carbón y petróleo, según explicó el INE. Al respecto Mella destacó que “hemos posicionado a nuestra región como la de mayor crecimiento, incluso duplicando el crecimiento de la región

13/33

Boletín Noticias ACENOR

que nos sigue en este sentido, motivo que nos llena de orgullo. Estamos agregando y consolidando nuevos sectores productivos a nuestra región”. En este sentido, Mella precisó que ”en la minería del carbón la proyección para el 2014 es duplicar extracción de 2013, es decir, llegar a 4 millones de toneladas”. Agregó que en el caso de la industria salmonera en los próximos cuatro se prevé que esté en el rango de 60 mil a 70 mil toneladas de producción, lo que reportaría cerca de US$200 millones para el 2014. Asimismo indicó que hay una inversión programada de US$300 millones en búsqueda de gas y petróleo. En cuanto al turismo, indicó que “esperamos que el Parque Yendegaia se convierta en un gran atractivo turístico como los es el Parque Nacional Torres del Paine, que debiera aumentar la cantidad de ingreso de turistas significando una mayor dinamismo del empleo y por consiguiente, mejores remuneraciones”. En el cuarto trimestre del año pasado Magallanes lideró el Indicador de Actividad Económica Regional (Inacer) con un aumento de 25% y aceleró su expansión respecto al 20,3% anotado en julio – septiembre.

1.26.- Prevén duplicar en 2014 extracción de carbón en Magallanes (Fuente: Revista Electroindustria, 21.02.14): Según informó el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), Magallanes lideró el crecimiento económico regional durante 2013, anotando una expansión de 15,3%, lo que se explica en parte por el comportamiento del sector minero, donde aumentó la extracción de carbón y petróleo. Marco Antonio Mella, Secretario Regional Ministerial de Economía, destacó, según informa La Tercera, que “hemos posicionado a nuestra región como la de mayor crecimiento, incluso duplicando el crecimiento de la región que nos sigue en este sentido, motivo que nos llena de orgullo. Estamos agregando y consolidando nuevos sectores productivos a nuestra región”. La autoridad indicó que la minería del carbón proyecta doblar para 2014 la producción obtenida en 2013, es decir, llegar a 4 millones de toneladas. Mella también se refirió a una inversión programa de US$ 300 millones en búsqueda de gas y petróleo.

1.27.- La energía en base a carbón sigue siendo líder en generación (Fuente: INE, 28.02.14): De acuerdo a los datos entregados por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), en enero de 2014, el Índice de Electricidad, Gas y Agua aumentó 1,9% en doce meses, destacando las alzas de agua y electricidad que aportaron 1,143 puntos porcentuales (pp.) y 0,827 pp., respectivamente. La distribución y regasificación de gas natural, por el contrario, disminuyó en doce meses, restando 0,103 pp. El aumento de 1,0% en el Índice de Electricidad es explicado por el crecimiento tanto de la generación como de la distribución eléctrica. La generación eléctrica creció 0,7% en doce meses, liderado por el crecimiento de la generación a base de diésel y por el aumento de la producción hidroeléctrica de embalse, con incidencias de 3,433 pp. y 2,127 pp., respectivamente. En contraste, la generación con gas natural licuado (GNL), presentó la mayor incidencia negativa, restando 4,568 pp. En el SIC, la generación termoeléctrica representó el 55,5% de la electricidad total producida. En esta categoría, las centrales a carbón representaron el 27,5%, y aquellas a base de GNL aportaron el 17,6% de la producción total del SIC. La generación hidroeléctrica, tanto de embalse como de pasada, registró un crecimiento de 10,0% en doce meses, representando el 43,3% de la generación total del SIC. Al respecto, la Dirección General de Aguas del Ministerio de Obras Públicas (MOP), señaló que los embalses destinados sólo a generación eléctrica aumentaron sus recursos 16,7% en doce meses. A pesar de esta mayor producción hidroeléctrica, el aumento de la generación a diésel impulsó al alza los costos marginales promedio del sistema, que aumentaron 24,2% en la barra de Alto Jahuel 220. El análisis en el SING, en tanto, señala que las centrales a carbón registraron el mayor aporte con el 81,0% de la producción total, seguido de la generación a base de gas natural con 8,0%. En Aysén, el 90,9% de la generación total fue a base de diésel o hidro pasada, mientras que en el Sistema de Magallanes el 98,7% de la electricidad fue generada a base de gas.

Petróleo

1.28.- ENAP Magallanes pone exitosamente en producción nuevo pozo de petróleo (Fuente: UPI, 17.02.14): ENAP Magallanes puso en producción de manera exitosa, el jueves 13 de febrero, el pozo "Paraguaya 2", en el bloque Intracampos (100 por ciento ENAP), en Tierra del Fuego, el que registró un caudal inicial de 160 metros cúbicos día de petróleo, equivalentes a 1.006 barriles. La empresa estatal informó que "Paraguaya 2" es el primer pozo que entra en producción en el bloque Intracampos, desde un nivel estratigráfico nuevo, ubicado por debajo de Springhill, la tradicional formación productora de la Cuenca de Magallanes. Además la compañía adelantó que será puesto a prueba "Paraguaya 3", esperándose la consolidación de nuevos pozos petroleros en dicha área de Tierra del Fuego. Con la puesta en operaciones de este pozo productor, ubicado en las cercanías de Cullen, ENAP Magallanes logra un aumento del 22% en su producción diaria de crudo, lo que implica un significativo avance en la meta de producción de crudo que la empresa se ha fijado para 2014. Además, este exitoso resultado se enmarca en el desafío de lograr un adecuado balance entre la producción de gas y petróleo durante este año, de modo de asegurar la sustentabilidad de ENAP en la región, explicaron desde la empresa. En 2014, ENAP tiene contemplado en Magallanes un programa de perforaciones que alcanza los 32 pozos (21 de gas y 11 petróleo). Este año, la empresa invertirá US$ 150 millones en la región. El año pasado la inversión ejecutada en la zona llegó a US$ 125 millones.

14/33

Boletín Noticias ACENOR

1.29.- Los 23 años fallidos en la estabilización del precio del petróleo (Fuente: La Tercera, 21.02.14): Pese a las promesas, los esfuerzos de los distintos gobiernos desde 1990 en adelante por estabilizar los precios de los combustibles han sido en vano. Ayer, las bencinas alcanzaron los $ 1.000 por litro en la zona sur del país, y en promedio se ubicaron en $ 900 por litro en el resto del territorio. Creado en 1991, el Fondo de Estabilización Precios del Petróleo (Fepp) buscó atenuar el shock de precios del crudo -y su impacto en las gasolinas- tras la Guerra del Golfo. El petróleo saltó de US$ 15 a US$ 44 por barril en pocos meses, y la autoridad entonces decidió aplicar un mecanismo para amortiguar las alzas mediante subsidios fiscales. El crudo WTI, de referencia para Chile, cerró ayer a US$ 102,92 por barril, 39 centavos inferior al día previo y US$ 2,6 sobre el viernes pasado. El 98% del petróleo que consume el país debe ser comprado en el extranjero, con la consecuente exposición a los vaivenes especulativos y geopolíticos que afectan al hidrocarburo. El Fepp fue reformado en el 2000 y estuvo vigente hasta 2006. Contemplaba el pago de subsidios si el precio internacional excedía en 12,5% el precio promedio de referencia, lo que suponía atenuaba las variaciones bruscas del crudo. El problema del sistema era que el gobierno de turno debía inyectar fondos al Fepp para que cumpliera su función, afectando las cuentas fiscales. En 2006 se introdujo el Fepco (Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles), tras agotarse los recursos del Fepp, con una operación similar. El nuevo sistema debió afrontar otro shock de precios en 2008. Debido a la crisis financiera mundial, el crudo escaló a US$ 140 por barril. Aquí, la estatal Enap también jugó un rol, pues para atenuar las alzas dejó de cobrar los subsidios que le correspondían -según la fórmula del Fepco- y los traspasó a los consumidores. El resultado: la estatal anotó ese año pérdidas históricas por US$ 1.000 millones, que aún la tienen en una situación financiera complicada. La administración de Sebastián Piñera acusó ineficiencia y uso político de los recursos, y se abocó a reformar el sistema, que operó hasta junio de 2010. Según declaró en 2011 Salvador Valdés, asesor del Ministerio de Hacienda, entre 1991 y 2005 estos sistemas tuvieron un costo para el Fisco de US$ 2.344 millones. Entre 2006 y 2009, tal costo habría sumado US$ 1.910 millones. Ideado por un equipo de asesores de Hacienda, liderados por Valdés, en 2011 se creó el Sipco (Sistema de Protección ante Variaciones de Precios de los Combustibles), el que ya no consideraba un fondo para hacer frente a las alzas, sino que impuestos y subsidios financiados por el Tesoro Público. En un principio, se esperaba que operara por poco más de un año, ya que en 2012 se ingresaría al Congreso el mecanismo definitivo para terminar con el problema: el Sepco (Seguro de Protección ante Variaciones de Precios de los Combustibles), que sustituiría los aportes del Fisco por los pagos de los seguros contratados en el mercado internacional. Este último aún no logra ver la luz, y luego que Hacienda diera a conocer los borradores de los decretos presidenciales que crean este mecanismo, la decisión final sobre su implementación deberá ser tomada por Bachelet. El Sipco establece en su operación la aplicación de un impuesto específico variable para la gasolina y el diésel, con una banda superior e inferior de 12,5% sobre el precio de paridad del petróleo en Chile (el que se establece con precios futuros y pasados). Si el precio sube más de 12,5% sobre el promedio establecido, se aplica un gravamen menor que el impuesto específico de 6 UTM por metro cúbico. Por el contrario, si la gasolina baja más de 12,5%, el tributo se incrementa. La idea tras este mecanismo era reducir la “discrecionalidad” en su operación, pero a poco andar, y debido a fuertes alzas en los precios, la autoridad determinó modificar los parámetros de tiempo para calcular el precio promedio. Los expertos criticaron la poca “operatividad” del sistema y acusaron que ante movimientos bruscos de los precios internacionales, los parámetros del Sipco no alcanzaban a funcionar y sólo a través de cambios legales, el sistema logró suavizar en algo los precios. En un desayuno con economistas realizado a fines de enero, el ministro de Hacienda, Felipe Larraín, señaló que de las 150 semanas que el sistema tiene de vigencia -desde marzo de 2011-, sólo en 21% de los casos ha entregado subsidios. Asimismo, en este período, el costo fiscal ha sido de unos US$ 45 millones.

1.30.- Enap alcanza resultados positivos en fractura hidráulica de pozo de gas en Magallanes (Fuente: Estrategia, 24.02.14): Enap dio a conocer los resultados positivos que arrojó la fractura hidráulica en el pozo para gas Dorado Sur 12, que llevan a cabo en el Bloque Dorado-Riquelme, a 133 kilómetros al noreste de Punta Arenas. En lo productivo, se obtuvieron flujos comerciales de gas acordes con los volúmenes de arena inyectada. “Además, desde el punto de vista exploratorio es muy relevante, ya que demuestra la productividad de Springhill en reservorios de muy baja permeabilidad y a profundidades mayores”, explica Guillermo Otzen, jefe de la Unidad de Geología de Desarrollo de Enap Magallanes. Actualmente, la empresa está realizando fracturas hidráulicas en pozos para gas en la Zona Glauconítica y Springhill, con una cartera total de 29 pozos a fracturar este año (19 de ellos para gas), cuatro en Continente y el resto en Tierra del Fuego (Bloque Arenal). En Dorado Sur 12, la fractura la ejecutó la empresa especializada Weatherford, con la coordinación de la Unidad de Geología de Desarrollo, dependiente de la Dirección de Desarrollo de Yacimientos y Nuevas Tecnologías de Enap Magallanes. “Existe toda una logística detrás de la fractura. Si consideramos como faena el trabajo de terreno, ENAP se encarga de coordinar la carga de los tanques de agua y su filtrado, el transporte de la arena al pozo y velar por la seguridad de las operaciones y del medio ambiente, entre otros aspectos”, destaca Otzen. El cronograma de Enap Magallanes considera fracturar a comienzos de la próxima semana el

15/33

Boletín Noticias ACENOR

pozo Chañarcillo Sur 2 (Tierra del Fuego), posteriormente el Palenque Norte 12 (Continente), para volver a Tierra del Fuego a fracturar el pozo Sombrero Oeste 2.

1.31.- Se terminó el petróleo barato (Fuente: Opinión Ernesto Águila Mancilla, Miembro Comisión de Energía Colegio de Ingenieros, Cartas a El Mercurio, 24.02.14): Señor Director: Frente al alza que sufren en Chile los combustibles se ha tratado de dar una solución mediante mecanismos de estabilización de precios. Corregir las fluctuaciones temporales de precios resuelve una parte del problema pero, no el más importante. El petróleo fácil y barato del cual proviene la gasolina y el diésel que consumimos, se ha convertido en un bien escaso en el mundo. No alcanza para satisfacer las necesidades totales del mercado. Se debe complementar con petróleo que debe extraerse del mar a profundidades de mil o más metros en el Golfo de México o Brasil. Otras alternativas son las arenas bituminosas de Canadá o el petróleo extra-pesado del Orinoco en Venezuela. Estas dos últimas fuentes, para poder ser refinadas, requieren someterse previamente a un largo y costoso proceso. Adicionalmente ha surgido en los últimos años lo que se ha creído sería una tabla de salvación, el shale oil o petróleo de formaciones compactas. Para permitir que las rocas entreguen su precioso producto se hace necesario perforarla horizontalmente y luego fracturarlas mediante la inyección de agua con aditivos a alta presión. Debido a la rápida declinación de estos pozos se debe perforar una mayor cantidad de ellos. Todo esto implica entre otras cosas, mayores costos, lo que explica en gran parte el precio de US$95 a US$ 100 por barril del petróleo actual. Esta realidad, que el petróleo barato se terminó, debemos enfrentarla como país y generar las políticas públicas acordes, que no pasan por perfeccionar los mecanismos de estabilización.

1.32.- Diésel: la otra parte polémica de la iniciativa impositiva (Fuente: Diario Financiero, 28.02.14): Una de las propuestas polémicas en materia de diesel e industria plantea eliminar la devolución del impuesto al diésel para la industria, situación que no es bien vista por el mundo privado. En tanto, para desincentivar la compra de vehículos particulares que emplean petróleo diesel y de aquellos de alta cilindrada, en la propuesta de reforma tributaria planteó la idea de establecer un impuesto adicional que pagarían anualmente los propietarios de dichos autos junto con el permiso de circulación. El objetivo inicial era sancionar la compra de vehículos de mayor cilindrada y los más contaminantes. Sin embargo, ya en diciembre se conoció que el grupo de asesores estaría analizando si ésta sería la mejor opción impositiva dado que hay estudios que refutan que exista una relación directa entre la cilindrada y el nivel de contaminación. Así, se confirmó que se mantendría el plan de incluir un impuesto al diesel, pero que se estudiaría gravar a través de las emisiones efectivas. Junto a las críticas de los privados, ha habido miembros de la Nueva Mayoría que en las últimas semanas han salido a pedir modificaciones al impuesto de los combustibles y una revisión al mecanismo de amortiguación de los precios de los combustibles, Sipco. El cuestionamiento se ve enfatizado en un momento de alzas consecutivas en el precio de los combustibles. Entre los políticos que se han pronunciado al respecto, se encuentra sobre todo la DC, cuyos parlamentarios han planteado diversas alternativas para equiparable los precios de la bencina y el diesel.

Nuclear

1.33.- La energía nuclear lideró la producción eléctrica de la Unión Europea en 2012 (Fuente: comunicae.es, 19.02.14): La energía nuclear, con un 29% sobre el total, fue la tecnología que más aportó a la producción neta doméstica de electricidad en la Unión Europea en el año 2012, según los datos publicados por Eurostat, la oficina estadística de la Unión Europea. A la nuclear le siguieron las renovables con un 22 por ciento, los combustibles sólidos con un 21%, el gas (17%) y el petróleo (10%). En cuanto al índice de dependencia energética, que muestra la extensión en que un área geográfica depende de las importaciones, en el 2012 fue del 53% a lo largo de la Unión Europea. Según Eurostat, los cinco mayores consumidores de energía en 2012 en la Unión de los veintiocho fueron Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y España. Por lo que respecta a la dependencia energética de estos países, encabeza el ranking Italia con un 81%, seguida de España con un 73%, Alemania (61%), Francia (48%) y Reino Unido (42%). El único país exportador neto de energía y que por tanto tuvo un índice de dependencia negativo (-3%) fue Dinamarca. En el lado opuesto se situaron los países de la Unión Europea con mayor dependencia energética, Malta con un 100%, Luxemburgo y Chipre con un 97% e Irlanda con un 85%. Los datos publicados por Eurostat revelan que los cinco principales productores de energía en el año 2012 fueron Francia, Alemania, Reino Unido, Polonia y los Países Bajos, con una aportación sobre el total del 64%. Por lo que respecta a la energía nuclear, Francia y Alemania se situaron a la cabeza. Actualmente en la Unión Europea son catorce los países que cuentan con energía nuclear sumando un total de 131 reactores en operación según datos del Organismo Internacional de la Energía Atómica. En el caso de España, la energía nuclear ayuda a reducir la dependencia energética exterior ya que, aunque importamos el 100% del uranio, todo el abastecimiento de combustible nuclear se considera de carácter nacional. Esto se debe a que la seguridad de tener el combustible a disposición cuando se necesita, es comparable a la del combustible nacional, evitando la vulnerabilidad que se puede encontrar en otras materias primas.

16/33

Boletín Noticias ACENOR

1.34.- Energía nuclear en Chile (Fuente: Opinión Fernando Sierpe V., Coordinador del Comité de Energía Nuclear, Colegio de Ingenieros de Chile, Cartas al Director, El Mercurio, 21.02.14): Señor Director: La generación eléctricas de la Unión Europea, en 2012, alcanzó las siguientes cifras según Eurostat: energía nuclear 29%, renovables 22%, carbón 21%, gas 17%, petróleo 10%. La energía nuclear fue la fuente que más aportó con casi un tercio de la generación total, lo cual ratifica que es una opción vigente, factible y competitiva. El Colegio de Ingenieros de Chile ha entregado al Gobierno el Programa de Desarrollo de Centrales Nucleares, 2009-2030, que propone la construcción de cuatro reactores nucleares de 1.100 MW cada uno, que deberían entrar en operación en el período 2020-2030, destinados a suministrar energía eléctrica en el centro y norte del país. Dicho programa establece claramente que para avanzar en la materia, el Gobierno debería, desde ya, proponer la legislación nuclear, definir la localización de las plantas nucleares y establecer una unidad de coordinación nuclear en el Ministerio de Energía. El programa propuesto contempla la necesaria participación del sector privado y especialmente de las empresas eléctricas que operan reactores nucleares en sus países de origen. Al aplicación del programa propuesto conduciría al siguiente escenario energético para el año 2030 en Chile: hidroelectricidad 43%, energía nuclear 26%, ERNC, carbón y gas 31%. Debemos utilizar armónicamente todas las opciones energéticas disponibles, como la hidroelectricidad, las energías renovables, la energía nuclear y los combustibles fósiles cuando sea necesario.

Otras Energías No Convencionales

1.35.- Generación eléctrica con energías renovables crecerá 25% en 2014 (Fuente: Revista ElectroIndustria, 17.02.14): Debido a plantas de cogeneración instaladas por compañías como Arauco o CMPC, la bioenergía, especialmente la que es producto de residuos forestales, cerró 2013 con una capacidad instalada en 444 MW. “Esta tecnología tiene una preponderancia en la matriz ERNC actual gracias a contar en el país con una industria forestal muy desarrollada que, a la vez, es una consumidora energética relevante. Desde mediados de los 90 han realizado proyectos donde se aprovechan los residuos forestales para producir su propia energía e inyectar los excedentes a la red”, explica Verónica Martínez del Centro de Energías Renovables (CER), según informa La Segunda. Los parques eólicos, por su parte, al finalizar 2013, contaban con 335 MW como resultado de 15 proyectos en el país. Cabe decir que durante el año pasado, la generación eléctrica en base a esta tecnología aportó el 14% del total de lo suministrado por ERNC, y se espera que ese número aumente en 2014, pues los proyectos eólicos con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) suman 4.340 MW, situándose como los segundos renovables con mayor actividad, tras la energía solar. Carlos Finat, Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), asegura que “La energía eólica ya se lanzó y en este momento hay en construcción cerca de 500 MW que entrarán en funcionamiento probablemente durante el primer semestre de este año, por lo que en el ranking de operación de 2014 esta tecnología se posicionará en el primer lugar”. La energía minihidráulica es la más masificada de las ERNC en Chile, gracias a sus 64 iniciativas operando, según el último catastro del Centro de Energías Renovables (CER). Sin embargo, considerando su potencia instalada, ocupan el tercer lugar entre las renovables, por debajo de la bioenergía y eólica. 2013 cerró con 332 MW de capacidad en los sistemas eléctricos principales, y hay otros 68 MW en construcción. Existen también 283 MW en proyectos aprobados ambientalmente y otros 213 MW esperando la Resolución de Calificación Ambiental (RCA). La energía solar finalizó 2013 con 6,7 MW de capacidad en operación, aunque hay 5.337 MW en proyectos con permisos aprobados que no inician su construcción, lo que significa casi el doble de potencia que tendría HidroAysén. Respecto a la Geotermia, no existen en Chile centrales en operación ni en construcción, pese a su gran potencial, consecuencia de la gran cantidad de volcanes activos. Hay 120 MW en dos proyectos con permisos ambientales aprobados. La cantidad parece menor, pero el elevado factor de planta -cerca del 90%, es decir, opera casi sin interrupciones- hace que 1 MW equivalga en generación de energía a unos 3 MW eólicos o unos 2 MW de potencia mini hidro.

1.36.- Destacan beneficios de proyectos que combinan regadío e hidroelectricidad (Fuente: Revista Electricidad, 19.02.14): Ubicada en la parte final del canal Laja y el estero Diuto, se ubica la Minicentral Hidroeléctrica Diuto I, la cual entró en operación en 2011 y cuya potencia asciende a 3,2 MW. Propiedad de la Asociación de Canalistas del Laja (ACL), la iniciativa ha mostrado la factibilidad de combinar las actividades de regadío y de generación eléctrica. En declaraciones a este medio, el Seremi de Energía de la macrozona Maule, Biobío y la Araucanía, Rodrigo Torres, destaca a la asociación, indicando que son un modelo a seguir, ya que este tipo de centrales son una gran oportunidad que pueden aprovechar los canalistas. En este caso, sostuvo, se asesoraron de forma adecuada y los logros están a la vista. Asimismo, la autoridad indica que la central Diuto I es la única central de este tipo que funciona en la región, agregando que otras 25 han sido ingresadas a trámite, de las cuales 18 ya han sido aprobadas. Este tipo de centrales, puntualiza el Seremi, no tienen impacto en el medio ambiente, generan electricidad de forma continua, y permiten la mejor utilización de los canales de regadío, posibilitando además un uso eficiente del recurso hídrico. A la central Diuto I, se sumará el proyecto Diuto II, que con una inversión de US$17,2 millones, será ingresado al Servicio de Evaluación

17/33

Boletín Noticias ACENOR

Ambiental (SEA). Patricio Guzmán, presidente de la ACL, explica que la nueva iniciativa energética “usará los mismos caudales que la primera central, los cuales son captados aproximadamente 400 metros aguas abajo de la evacuación de la primera central y conducidos por un canal paralelo al estero”, agregando que la iniciativa busca aprovechar las potencialidades de generación “y a través de ello allegar recursos para que la asociación pueda mejorar la infraestructura de riego que poseen, la que alcanza a más de mil kilómetros de canales y muchas obras de arte que ya tienen alrededor de 80 años”. Junto a lo anterior, Guzmán comenta que actualmente están desarrollando cuatro proyectos de ingeniería para futuras centrales de pasada, las que esperan construir dentro de su propia red de riego, ya que no son excluyentes ambas actividades, y aunque todas ellas son de baja potencia, la generación es permanente.

1.37.- Acesol acusa a Piñera de “enterrar la Energía Solar Térmica” (Fuente: Revista Electroindustria, 19.02.14): La Asociación Chilena de Energía Solar, Acesol, mediante un comunicado, acusa al Presidente Sebastián Piñera de no enviar al Congreso un proyecto para prorrogar la Ley 20.365 y que esto fuese incluido en el presupuesto 2014. La agrupación señala que la no prorrogación de la Ley implica que dos millones de personas se queden sin la posibilidad de contar con agua caliente gratis en sus viviendas y que la industria solar vuelva a fojas cero tras un gran auge. Acesol asegura que un estudio encargado por el Ministerio de Energía y dado a conocer en enero en la página web del Programa Sola, concluyó que las empresas solares requerían de ayuda estatal para subsistir, y que el Gobierno se encargó de darle el más bajo perfil posible. La industria solar señala que sólo queda esperar que la Presidenta electa Michelle Bachelet cumpla su compromiso de campaña relativo a este tema y extienda lo más pronto posible la franquicia tributaria que nació durante su primer gobierno. Acesol, en su comunicado, enumera una serie de razones para que el Gobierno envíe al Congreso el proyecto que extiende la franquicia tributaria a sistemas solares térmicos en viviendas sociales nuevas: - La ley 20.365 ha permitido que unas 30 mil familias cuenten con agua caliente gratis en sus casas. Estudios del

Ministerio de Desarrollo Social del Gobierno concluyeron que esta política tiene una rentabilidad social de 5 puntos, lo que significa que por cada peso que el Estado invierte, se devuelven cinco, lo cual es un alto índice.

- Si proyectamos la construcción de viviendas bajo UF 4500 al 2020, calculamos que si no hay prórroga de ley, unos dos millones de chilenos se quedarán sin este beneficio.

- Se trata de un proyecto que cuenta con apoyo político transversal en el Congreso, En dos oportunidades, la Comisión de Minería y Energía del Senado ha solicitado el envío de este proyecto.

- Hace unas semanas el Gobierno inauguró y ha estado promoviendo el "Sello Energético para Viviendas". Uno de los factores claves para contar con este sello es tener sistema solar térmico para calentamiento de agua sanitaria.

- Chile se encuentra en medio de una crisis energética. Por una parte, faltan centrales que logren cubrir la demanda, lo que hace subir los precios permanentemente. Al mismo tiempo, sube el costo del gas y la bencina, lo que afecta principalmente el bolsillo de las familias de escasos recursos. Los sistemas solares térmicos permiten ahorros de hasta un 70% en el precio del gas.

- El consumo de gas para calentar agua puede representar $30.000 mensuales para una familia promedio, cifra que para un grupo familiar de ingresos bajos, es muy importante; más aún, 2,5 millones de chilenos (según último Censo) aún no cuentan con agua caliente y la franquicia tributaria para sistemas solares térmicos es una ayuda concreta para ello.

- La ley 20.365 apunta a fomentar el uso de ERNC y tecnologías limpias no utilizadas en el país. En cada vivienda que se instale con SST se dejarán de producir 16 toneladas de CO2 en su vida útil.

- Con la franquicia se pretendía desarrollar un mercado natural, una vez que el número de sistemas solares térmicos instalados provocara un efecto de demostración que creara demanda en los usuarios, incorporándose esos colectores a las necesidades de la vivienda. Ese mercado natural no se ha creado todavía, por lo que se requiere unos años más de subsidio para que el sector solar térmico pueda despegar por sí sólo. Con el término de la franquicia, se paralizaría el desarrollo que se había dado desde el 2011.

- Todo el desarrollo de capacidades y empresas dedicadas a mantención, investigación y desarrollo tecnológico en torno al desarrollo solar térmico en viviendas, se verá interrumpido si no es prorrogada esta ley.

1.38.- Alertan por sobreoferta de ERNC en norte del SIC por menor proyección de demanda eléctrica (Fuente: Diario Financiero, 21.02.14): Las numerosas iniciativas de ERNC proyectadas para ser instaladas en la parte norte del SIC enfrentan una triple amenaza. La consultora Systep da cuenta de la complicaciones que los desarrolladores de este tipo de energía -especialmente la solar y eólica- tendrían a causa de la acción combinada de las restricciones en la capacidad de transmisión en esa zona, las menores perspectivas para el crecimiento de la demanda eléctrica y además, la eventualidad de una baja en los costos locales de la energía. En su más reciente reporte, la oficina que encabeza el académico Hugh Rudnick advierte un riesgo de sobreoferta de generación ERNC en la parte norte del SIC, si efectivamente logra ser instalada toda la capacidad de este tipo que cuenta con permisos ambientales (3.940 MW).Agregan que los problemas se suscitarían incluso si sólo se conectaran los 1.327 MW (805 MW solares y 522 MW

18/33

Boletín Noticias ACENOR

eólicos) que -entre la zona sur de la Región de Antofagasta y la Región de Coquimbo- iniciaron el trámite ante el CDEC para solicitar su conexión al SIC. El peligro, añaden, es que a causa de los cuellos de botella ese tramo de la red podría convertirse en un mercado local, donde los precios de la energía podrían ser más bajos de lo que hasta hace un tiempo se había proyectado, lo que pondría en entredicho los números que sustentan a esta energía. Esta caída en los costos marginales respondería a la entrada de generación con precios más eficientes, como los derivados de la operación de la central Taltal de Endesa con gas natural, lo que desplazaría al diésel. Explican en Systep que el gran volumen de proyectos ERNC que hay en este punto del SIC respondió al fenómeno de suspensión o cancelación de proyectos importantes de generación térmica convencional en los últimos años, sumado a las restricciones de transmisión en un escenario de mayor consumo industrial, permitieron anticipar una situación futura de altos costos marginales para esa zona del SIC. Sin embargo, en la práctica lo que sucedió, comentan, es que la ausencia de energía barata incidió en el atraso o la suspensión de proyectos mineros que estaban en carpeta, lo que ralentizó las expectativas de crecimiento de la demanda en el norte del SIC. “Antes que entren en servicio las nuevas obras de transmisión troncal, si se desarrolla en la zona un número importante de proyectos ERNC, y a la vez siguen postergados nuevos proyectos mineros, es posible que se produzcan desacoples de precio entre el SIC norte y el resto del sistema. Esto podría provocar precios spot bajos en las horas en que la generación ERNC sea coincidente y precios mayores cuando ésta no esté disponible”, dice el reporte. El presidente ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, dijo compartir el análisis de Systep, aunque le restó dramatismo a la amenaza. Añadió que el CDEC podría implementar dispositivos para subir la capacidad de las líneas sin arriesgar la seguridad de la red. Al mismo tiempo, dijo, que el CDEC no ha incluido nuevas metodologías que permiten anticipar el comportamiento de la ERNC para así adecuar la operación de las tecnologías convencionales, lo que ayudaría a evitar estos problemas.

1.39.- Bancos verdes: una opción que crece en el mundo para las ERNC (Fuente: Pulso, 26.02.14): comienzos de febrero se desarrolló en Estados Unidos la primera Academia de Bancos Verdes. Un encuentro de dos días que se propuso no sólo contar la experiencia y resultados del primer banco verde en ese país, creado en Connecticut en 2011, sino buscar la manera de sumar a otros estados en la generación de entidades financieras que con recursos públicos, generen programas que estimulen a privados a cambiarse a energías limpias a nivel residencial o de empresas. El encuentro hizo evidente que la tendencia ya se instaló y tendrá un crecimiento acelerado en los próximos años. De hecho, en 2014 parte el Green Bank de Nueva York, que parte con mil millones de dólares para financiar este tipo de iniciativas. Vermont y Hawai también ya implementaron los suyos y ahora quieren sumarse California, Illinois, Kentucky, Maryland, Massachusetts, Minnesota, New Hampshire y Washington. De acuerdo al sitio www.greenbankacademy.com, los funcionarios de finanzas de todo EEUU pudieron aprender y discutir sobre el establecimiento y la coordinación de los “bancos verdes en cada estado y salieron de la academia con soluciones necesarias para construir estos bancos en sus estados con los principios comunes para la coordinación y normalización”. Un banco verde según la definición de la academia es una organización prestamista sin fines de lucro patrocinada por el Estado, para proporcionar apoyo de largo plazo con financiamiento de bajo costo. Su propósito es aumentar la inversión pública y privada en energía limpia, mientras que ofrece a los consumidores soluciones más baratas. La Clean Energy Finance and Investment Authority (CFIA) fue la primera entidad de este tipo y es del estado de Connecticut. Este banco tiene, por ejemplo, un programa para que los sistemas de generación solar fotovoltaica sean “más accesibles que nunca para los residentes de Connecticut”, dice la web del banco. Y agrega: “usted puede hacer una inversión inteligente y ahorrar dinero en su cuenta de la luz, y agregar una probada y confiable tecnología no contaminante en su casa”. Otros proyectos que esta institución financia son de carácter más industrial, como biodigestores anaeróbicos (para granjas) o bien, transformaciones a energías limpias de compañías de mediano tamaño. La idea es que este modelo se extienda para impulsar la inversión privada y ayudar a estandarizar las prácticas de financiamiento de energía limpia y reducir el precio de esta energía para los consumidores. Los préstamos finalmente se proponen avanzar en “los objetivos nacionales para lograr una mayor independencia energética, detener el cambio climático, reducir los costos de la entrega de energía limpia a los consumidores y estimular la creación de empleo”, explica el representante demócrata de Maryland, Chris Van Hollen al sitio www.greenbiz.com. El mismo sitio da cuenta de que el presidente Barack Obama apoya la generación de un banco verde nacional, pero no ha conseguido ese objetivo. En eso el Reino Unido lleva la delantera, con un banco verde que comenzó a funcionar el año 2012. El UK Green Investment Bank (GIB) surgió en 2012 como una empresa pública y llegó a estar completamente operativa en octubre de 2012. En su web el GIB se define como “un banco único. Es el primero de su tipo en el mundo, con un 3,8 millones de libras en fondos del gobierno del Reino Unido para invertir en proyectos sostenibles. Es diferente de otros bancos ya que se centra exclusivamente en los sectores que no son fáciles de invertir. El GIB no acepta depósitos, ni ofrece préstamos en el momento”. El rol de este banco es ser un catalizador y atraer capital privado hacia sectores prioritarios y su objetivo es acelerar el proceso para que esos sectores lleguen a ser “mainstream” y dejen de necesitar este tipo de ayuda. La misión fundamental del GIB es “acelerar la transición del Reino Unido a una economía verde y crear una institución sólida que opere de manera completamente independiente del gobierno”. Volviendo al caso de Estados Unidos, Mark Muro, uno de los anfitriones

19/33

Boletín Noticias ACENOR

de la Academia, comentó que “existen grandes brechas financieras en casi todos los mercados de energía limpia. De hecho todo el desarrollo de la implementación del modelo está basado en la última década en subvenciones que están bajo amenaza generalizada de ataque y que han sido ya severamente reducidas”. “La idea es traer realmente un nuevo enfoque a la energía que no hace hincapié en tratar de elegir un ganador, sino que da al mercado, a la familia promedio y al negocio promedio, la posibilidad de elegir desde sus propias necesidades y luego tratar de aprovechar las presiones competitivas del mercado para reducir los costos de energía”, declaró al sitio E&E, Daniel Esty, comisionado del Departamento de Energía y Protección Ambiental de Connecticut, que ayudó a desarrollar el banco verde de ese estado. El año pasado, el banco verde de Connecticut financió 1.160 proyectos y atrajo a más de US$ 180 millones en capital privado, lo que significa 26,7 megavatios de nueva energía limpia. ¿Qué viene en el futuro? Reed Hundt, CEO de Coalition for Green Capital, publicó un E-book que ofrece recomendaciones de políticas que ayudarán a Estados Unidos a dejar atrás las fuentes sucias, duramente reguladas, para acercarse a una plataforma de generación limpia. Su libro “Zero Hour” sugiere apoyar los bancos verdes estatales y recomienda la creación de un banco verde internacional dirigido por China y Estados Unidos, para proveer capital de bajo costo para energía limpia al mundo en desarrollo.

1.40.- La expansión de la energía solar retoma fuerza en el mundo y registraría un récord en 2014 (Fuente: Emol, 26.02.14): Los desarrolladores solares de todo el mundo instalarán una capacidad récord este año gracias a que el pujante mercado chino impulsa el crecimiento, mostró una encuesta de Bloomberg en momentos en que los fabricantes de este sector industrial de US$ 102.000 millones vuelven a obtener ganancias. En todo el mundo, se sumarán 44,5 GWh, un aumento del 20,9% respecto de las nuevas instalaciones del año pasado, según el promedio de estimaciones de nueve analistas y compañías. Esto equivale a la producción de unos diez reactores atómicos. El año pasado la capacidad nueva aumentó 20,3%, luego de un incremento de 4,4% en 2012. China se convirtió en el mayor mercado solar en 2013, contribuyendo a poner fin a la caída de dos años sufrida por los fabricantes de este sector industrial. El apoyo estatal a los proyectos fotovoltaicos del país, el mayor consumidor de energía, ha hecho que los costos de instalación se redujeran, a medida que el gobierno acelera el desarrollo de energías renovables para limitar la contaminación. "Después de dos años de una dura caída, la industria solar mundial está repuntando", dijo Ash Sharma, director de investigación senior de energía solar de IHS Inc. de Englewood, Colorado. "Las instalaciones fotovoltaicas van a crecer a tasas de dos dígitos en todo el mundo en 2014, el gasto en bienes de capital para la fabricación solar se está recuperando, los precios de los módulos se están estabilizando y hay aumento en los mercados emergentes". El crecimiento en China, Japón y los Estados Unidos, donde los precios de los paneles solares bajaron y los gobiernos incrementaron los subsidios, compensa el menor número de instalaciones en Europa, líder del sector hasta 2012. Productores estadounidenses y asiáticos como SunPower Corp. y Yingli Green Energy Holding Co. están volviendo a obtener ganancias luego de dos años de pérdidas causadas por un exceso de oferta de paneles. Esto se refleja en los precios de las acciones solares, que subieron en el último año. El Índice NYSE Bloomberg Global Solar Energy dio un salto de más del 70% en ese período, mientras que el valor de varias acciones aumentó a más del triple. Está naciendo un mercado equilibrado en el que la producción está de acuerdo con la demanda, según IHS y Bloomberg New Energy Finance. Además de IHS y BNEF, la encuesta solar incluyó las estimaciones de Deutsche Bank AG, Citigroup Inc., HSBC Holdings Plc, Yingli, Pricewaterhouse Coopers LLP, Solarbuzz LLC y Wacker Chemie AG. Los fabricantes del sector solar comenzaron a recuperarse de las pérdidas en el tercer trimestre de 2013 y ahora están informando los resultados del cuarto trimestre. SunPower dio a conocer utilidades que superaron los cálculos de los analistas el 13 de febrero. Las ganancias de la japonesa Panasonic Corp., que fabrica paneles solares así como electrónica de consumo, también superaron las estimaciones. Conforme se reduce la sobreoferta de la industria, los grandes fabricantes de polisilicio, materia prima que se utiliza en los equipos solares, y los fabricantes de paneles que operan en Asia deberían ser los más beneficiados, dijo Sharma de IHS. "No prevemos que se produzcan cuellos de botella, pero la brecha entre oferta y demanda se está cerrando".

1.41.- Empresas europeas potencian investigación en energía solar (Fuente: Universidad de Antofagasta, 28.02.14): Con el objetivo de concretar una planta solar en pleno Desierto de Atacama (a 70 km al sureste de Antofagasta), que permita desarrollar estudios destinados a potenciar la investigación en energía solar, la casa de estudios ya trabaja con empresas internacionales con basta experiencia en el desarrollo y aplicación de tecnología fotovoltaica. Los paneles instalados en la UA, proporcionan el 5% de energía del total utilizado en todas sus instalaciones y para ello, cuentan con diferentes tipos de membranas solares como los monocristalinos, policristalinos y flexibles silicio amorfo. Las marcas de los implementos fotovoltaicos corresponden a las empresas alemanas Juwi y Kranich y la italiana General Membrana. Según explica el decano de la Facultad de Ingeniería de la UA, Marcos Crutchik, la implementación de paneles en la universidad comenzó en el 2011 y a la fecha son la casa de estudios con más plantas solares en el país. “La tecnología utilizada nos sirve para ir procesando datos energéticos con gran precisión en diversas condiciones. La idea es ocupar los diversos paneles y ponerlos en condiciones extremas cuando podamos concretar la planta solar en el sector Yungay en pleno Desierto de Atacama, ya que la Región de Antofagasta cuenta con las condiciones climáticas idóneas para desarrollar todo tipo de estudio”, enfatiza el facultativo. Actualmente los paneles solares en la UA generan

20/33

Boletín Noticias ACENOR

aproximadamente unos 50 kW y cuentan con inversores de la más alta tecnología que se conectan a la red energética de la ciudad. A eso, se suman las plantas de investigación instaladas en San Pedro de Atacama y Minera Escondida y Lomas Bayas.

D.- Política Energética

1.42.- Agenda Energética (Fuente: Opinión Natalia González, Directora del Programa Legislativo Libertad y Desarrollo, Cartas El Mercurio, 20.02.14): Señor Director. La nueva Administración deberá hacer frente a la crítica situación que presenta el escenario energético actual con altos precios de suministro y una carencia de oferta de generación de base a mediano plazo. Lo anterior tiene un efecto directo en los bolsillos de las personas y repercute en la competitividad de nuestro país. Este Gobierno adoptó algunas medidas relevantes como la ley que agiliza el procedimiento para otorgar concesiones eléctricas y la iniciativa que permite la interconexión de los sistemas, pero queda bastante por hacer y el tiempo apremia. Este escenario nos sugiere que deben realizarse determinadas reformas para fomentar la competencia en el sector, junto con promover ciertos procesos de acuerdo con la ciudadanía y la clase política para aprovechar el uso de nuestros recursos, impulsando el desarrollo de la energía hidroeléctrica y, en el corto plazo, el uso de GNL, considerando la capacidad disponible en las centrales existentes. Pero del diagnóstico no se colige que deban redundarse los pilares centrales de la institucionalidad sobre los que ha funcionado el sistema eléctrico, ni menos reemplazar la iniciativa privada en la materia. Está por verse cuáles serán las primeras medidas que adoptarán las nuevas autoridades designadas en este ámbito, pero lo que está claro es que un “rol más activo del Estado” como se viene proponiendo en el Programa de Gobierno de la Presidenta electa en estas materia, no sólo debe ser entendido en el marco del principio de subsidiariedad, sino que además no se traduce en menores precios y mayor seguridad de suministro, algo que debiera llamar a la reflexión.

1.43.- Bilateral entre ministro de Energía y Máximo Pacheco se realizará el martes (Fuente: La Tercera, 24.02.14): Este martes a las oficinas del Ministerio de Energía, en el edificio Santiago Downtown, en el centro de la capital, llegará el ministro de Energía nombrado por Michelle Bachelet, Máximo Pacheco, quien sucederá en el cargo a Jorge Bunster a partir del 11 de marzo. ¿La razón? Una reunión bilateral entre ambos donde se coordinará el traspaso de mando y se abordarán los principales desafíos que enfrenta la cartera, como las iniciativas legislativas que impulsó la actual administración y que están pendientes. Una de ellas es la carretera eléctrica. Pacheco se reunirá también con los jefes de servicio y de cada división del ministerio, donde recibirá información sectorial. La cita se extenderá por cerca de tres horas.

1.44.- Energía: tercera cita de Bunster y Pacheco (Fuente: El Mercurio, 26.02.14): El ministro de Energía, Jorge Bunster, y el futuro titular de dicha cartera, Máximo Pacheco, sostuvieron la tercera reunión de intercambio de información en el marco del proceso de cambio de mando que se realizará el próximo 11 de marzo. Tras la cita, ambas autoridades reconocieron la importancia de seguir avanzando en proyectos como la carretera eléctrica pública y la ley de compensaciones a las comunidades donde se emplacen proyectos energéticos. Asimismo, Pacheco catalogó al sector como estratégico para el país y reveló que en las últimas semanas ha sostenido reuniones con actores ligados a la industria.

1.45.- Comité energético se reúne con futuro ministro Pacheco (Fuente: Terra, 27.02.14): El futuro ministro de Energía, Máximo Pacheco y la designada subsecretaria de la cartera, Jimena Jara, se reunieron con los integrantes del Comité Ejecutivo de la plataforma Escenarios Energéticos: Chile 2030, ocasión en que se analizaron materias energéticas - eléctricas para el nuevo período. En la oportunidad, Escenarios Energéticos, único espacio de diálogo multisectorial energético del país, le presentó a las nuevas autoridades, un documento titulado “Avanzando en los temas clave para la política energética por medio del diálogo”, informe que refleja la visión de esta iniciativa transversal en relación al contexto actual, desafíos, los temas neurálgicos y las preguntas clave para el desarrollo del sector eléctrico en la agenda 2014. El informe de elementos claves presentados por Escenarios Energéticos busca avanzar en un proceso de diálogo y también, en una propuesta de trabajo conjunto con el Ministerio de Energía. El futuro ministro Pacheco agradeció la invitación y, junto con destacar el importante rol de esta iniciativa, manifestó su voluntad de trabajar conjuntamente. El Comité Ejecutivo de Escenarios Energéticos estuvo integrado en la oportunidad por Rodrigo Castillo (Asociación de Empresas Eléctricas A.G.), Nicola Borregaard y Annie Dufey (Fundación Chile), Francisca Rivero (Fundación AVINA) , Diego Luna Quevedo (Fundación Futuro Latinoamericano), Sara Larraín (Programa Chile Sustentable), René Muga (Asociación de Generadores de Chile A.G.) y Carlos Finat (Asociación Chilena de Energías Renovables - ACERA).

21/33

Boletín Noticias ACENOR

E.- Contratos y Precios

1.46.- Cómo las Empresas Eléctricas Manejarían los Precios de la Energía (Fuente: Estrategia, 20.02.14): El estudio elaborado por los expertos Natalia Fabra, Juan Pablo Montero y Mar Reguant, a solicitud de la Fiscalía Nacional Económica, denominado “La Competencia en el mercado eléctrico mayorista en Chile”, revela cómo las compañías del sector manejarían los precios de la energía en el país. Así, el informe explica que entre empresas generadoras de electricidad tales como Colbún, Endesa, AES Gener, Guacolda y GDF Suez, las ofertas en las licitaciones de distribución no son consistentes con una competencia perfecta, entendiendo el costo de oportunidad al proveer energía. Lo que se daría entonces sería más bien “un ejercicio de poder de mercado de tipo unilateral o no cooperativo, que no incluye colusión. Esto no es sorprendente dada la alta concentración y estrechez de oferta durante el período en que las subastas han sido implementadas, deteniendo la entrada de nuevos agentes”. De esta manera, los precios del mercado spot no se transmiten a los consumidores finales. En concreto, estos valores incorporan un forward Premium por sobre los valores esperados, predominando entre las generadoras la existencia de límites de capacidad y la aversión al riesgo. “Las empresas tienen alta certidumbre de ser imprescindibles para cubrir la totalidad de la demanda en alguna fracción de la energía que ofrecen en cada una de las licitaciones en donde participan”, detalla el estudio. Es más, las compañías generadoras de electricidad prefieren firmar contratos con clientes libres conocidos como industriales –donde las negociaciones son bilaterales- en comparación a las distribuidoras, que venden la energía a los regulados que son casi todos residenciales. Las empresas compiten más intensamente en las licitaciones que en el mercado de los clientes libres, y dentro de estos últimos los más pequeños del SIC pagan mayores precios que los más grandes al no tener poder de negociación. De hecho, la puja en el sistema SIC –el 75% de la energía consumida en Chile- es menos intensa que en el SING, donde este último tiene igualmente altos niveles de concentración. “Las firmas generadoras pueden estratégicamente afectar el tipo y cantidad de inversiones con la consecuencia de mayores precios. Ya que en un sector oligopólico como este, las empresas son conscientes del impacto que tienen sus decisiones en los equilibrios, sin la necesidad de actos como la colusión”, advierte el informe, agregando que “pese a que por la baja inversión en parte existen altos precios, el poder de mercado ha agudizado esto, y la solución pasa por la intensificación de la competencia”. Un ejemplo de lo anterior radica en que cuando los precios de la energía son muy sensibles a cambios, al haber márgenes de reserva bajos o estrechos, la construcción de una planta de punta puede provocar una reducción de valores y la retirada de una operación una fuerte alza llevando a un desincentivo para la inversión y menor competencia, con lo que las empresas podrían utilizar este poder para manejar a su antojo los valores de la electricidad nacional. Por lo mismo, el estudio analizó los cuatro primeros procesos de licitación del SIC que llegan hasta el año 2011, donde en cada uno se debió realizar un segundo llamado porque no se subastó toda la energía requerida, no se logró la entrada de nuevos actores ni más inversiones de capacidad. En estas subastas, “cuando las empresas están altamente contratadas y tienen poca capacidad disponible para respaldar nuevos contratos, el verdadero costo de oportunidad no es el precio spot esperado, sino que podría ser el de dejar de vender a los clientes libres” que en este caso son los industriales. El estudio, por tanto, expresa la preocupación de que el alza de los precios de la energía ya está restando competitividad a la industria chilena, “y se va a transmitir pronto a las familias. Por lo tanto, se recomienda extender el uso de las subastas a los clientes libres, especialmente a los de menor tamaño”. Asimismo, dado que las subastas tampoco consiguen la convergencia de precios a los valores del mercado spot, “sería conveniente permitir a los clientes libres acceder a participar libremente en este último, en la medida de lo posible. Hay margen para mejorar el diseño de las licitaciones, sobre todo, incidiendo en una simplificación del proceso que las haga más transparentes y menos manipulables”. Aunque se concrete lo anterior, de todos modos, los problemas de competencia persistirían por la alta concentración en el sector y las barreras de entrada a nuevos actores. “Siguiendo la experiencia brasileña, entonces, el gobierno podría ofrecer un menú amplio de proyectos de inversión con todas las licencias medio-ambientales al día al momento de iniciar la licitación respectiva”, concluye el informe. ¿Por qué son Más Interesantes las Empresas que los Clientes Residenciales?: 1. Los contratos con las compañías distribuidoras tendrían un componente de riesgo regulatorio ausente en los clientes

libres.2. Los contratos de distribución son más inflexibles que los de clientes libres ya que en caso que el consumo de la

compañía sea menor a lo contratado, la autoridad puede traspasar ese excedente a otra compañía con déficit, sin posibilidad de negociación entre las partes.

3. En los clientes libres no existe restricción respecto del mecanismo de indexación que pueden acordar las partes. 4. Los contratos con distribuidoras establecen que el pago de la empresa generadora es contra la energía efectivamente

consumida, siendo un factor de fuerte riesgo para la última. 5. El cliente residencial promedio de una distribuidora tiene un perfil horario de consumo distinto al de uno industrial.

El primero lo hace en horas peak de mayores precios spot, mientras que el segundo lo concreta de forma pareja durante todo el día.

22/33

Boletín Noticias ACENOR

1.47.- SIC: costo de la energía sube 18% por salida de carboneras (Fuente: Pulso, 25.02.14): La salida de operaciones de algunas centrales a carbón en los últimos meses, principalmente Bocamina I y II (Endesa), Santa María (Colbún) y Campiche (AES Gener), ya sea por sanciones ambientales, fallas o procesos de mantención, han provocado un notorio incremento de los costos de la energía eléctrica en la zona central en lo que va de 2014. e acuerdo con datos del CDEC-(SIC, entre el primero de enero de este año y el 20 de febrero -último dato disponible- la electricidad en el nudo Quillota 220 kV promedia US$137 por MWh, mientras que en igual período de 2013 alcanzaba los US$115,7 por MWh. Esto significa que entre un período y otro la energía ha trepado 18%. En enero, el alza en relación con diciembre alcanzó el 82%. ¿A qué se debe este incremento? Según el último reporte de la consultora Systep, la salida de unidades a carbón durante enero fue reemplazada por diésel, lo que explica el alza que ha experimentado el mercado spot. A eso se suma el hecho de que la generación hidroeléctrica, si bien ha recuperado participación, no alcanza para suplir la salida de las unidades a carbón. “En enero, la operación del SIC se caracterizó por una disminución en la participación de las centrales a carbón, explicado por la baja generación de las centrales Bocamina 2, Santa María y Campiche. Esta generación fue reemplazada principalmente por diésel”, señala en su informe mensual la consultora. “La mayor participación de la generación diésel y el aumento del valor del agua embalsada provocaron un aumento de los costos marginales durante enero. El costo marginal en la barra Alto Jahuel 220 promedió US$152,4 por MWh. Este último valor representa un aumento de 81,6% respecto del mes de diciembre (US$83,9 por MWh) y un aumento de un 24,2% respecto al mes de enero de 2013 (US$122,7 por MWh)”, agrega el reporte. La consultora destaca que la generación hidráulica aumentó levemente respecto al mes de diciembre de 2013, en particular la participación de las centrales hidráulicas de pasada aumentó de 21% a un 25%. Para el resto del año, la variación de los costos marginales dependerá principalmente de la pluviometría. Ello, porque de acuerdo con el calendario de operación del CDEC-SIC se espera la reanudación de Bocamina II para abril de este año, lo que se suma al regreso de Bocamina I, que ocurrió hace algunos días, tal como confirmara la empresa que opera este complejo térmico, Endesa. Además, la participación del carbón en el SIC podría no ser constante. Según cálculos de expertos, un retraso de dos meses en el ingreso de la segunda unidad del complejo ubicado en Coronel podría subir los costos marginales promedios en la barra Alto Jahuel 220 kV entre US$20 y US$30 por MWh durante el período que demore el retraso en la entrada de la unidad.

F.- Artículos Relacionados:

1.48.- Un plan competitivo para Enap (Fuente: Editorial El Mercurio, 18.02.14): La Empresa Nacional de Petróleo (Enap) logró mejorar sus cifras el año pasado, obteniendo ganancias por US$ 134 millones. La empresa registró un alza en sus márgenes operativos y, gracias a las buenas condiciones del mercado externo, tuvo la oportunidad de renegociar parte de su deuda. Esos resultados, sin embargo, no implican que la empresa haya superado del todo su situación crítica. Las utilidades responden en parte a la venta de activos, como el negocio de distribución de combustibles en Ecuador y Perú. Por el contrario, aún adeuda más de 3.400 millones de dólares, y la necesidad de capitalizaciones recurrentes por parte del Estado es prueba de su dependencia y costo para el fisco. El equipo que trabajó en el programa del próximo gobierno ha definido a Enap como el "pasivo más peligroso que deberá enfrentar". La Presidenta electa ya tiene experiencia en cuán grave puede ser una crisis de esta empresa. Producto del uso político que se hizo de ella durante la crisis energética, reportó en 2008 pérdidas récord por mil millones de dólares, de las cuales no acaba de recuperarse, además de descubrirse severas irregularidades en su administración. Los problemas de Enap son estructurales. Depende de la importación de combustibles y de acuerdos con terceros para sus operaciones de refinación, y carece de una estrategia de negocios sustentable en el largo plazo. En este escenario, la verdadera pregunta que cabe plantearse es si tiene sentido para el Estado mantener una empresa para la importación y refinación de combustibles, o para la explotación de hidrocarburos. En ambos casos, bien podrían obtenerse precios e inversiones más competitivos, poniéndole fin al monopolio estatal. Sin embargo, el próximo gobierno parece no solo decidido a mantener Enap, sino además a reforzar y ampliar su rol en el mercado energético. Aún no están claros los detalles ni los alcances de esos planes. En su programa, las futuras autoridades prometen reformar el gobierno corporativo, revisar el modelo de negocios, ampliar el giro para permitirle invertir en la exploración de gas y capitalizar la empresa. No se conoce cuál es la estructura de gobierno corporativo que se proyecta. Una propuesta es implementar una estructura similar a la de Codelco, para reducir la intervención política. Pero ha quedado demostrado que la reforma de Codelco, si bien pudo haber mejorado la gestión, no ha resuelto los problemas de la minera. Tampoco está claro en qué consistirá la capitalización de la empresa, y si ella considerará la creación de un sistema permanente de inyección de recursos o la posibilidad de abrirse a tal privado. Esto último no solo sería bienvenido, sino que estaría en línea con lo que ha sucedido con las petroleras estatales de la región, donde incluso Perú está preparando una reforma para abrir parcialmente Petro Perú. Por otra parte, aunque la propuesta no quedó explícita en el programa del próximo gobierno, son preocupantes los planteamientos de algunos sectores en cuanto a convertir a Enap en una Empresa Nacional de Energía, con un rol central en el mercado de la distribución eléctrica, como si el problema energético del país dependiera de ello y no de la judicialización y la falta de incentivos a nuevos proyectos de generación. El próximo gobierno tiene

23/33

Boletín Noticias ACENOR

razón en identificar la necesidad de un plan estratégico de largo plazo tanto en materia energética como para Enap. Pero esta necesidad es urgente, y la falta de detalles respecto de los planes que se tienen para la empresa no ayuda a mejorar sus perspectivas.

1.49.- ¿Ambientalista o fast tracker? Michelle Bachelet define al super de Medio Ambiente (Fuente: Pulso, 20.02.14): La administración Bachelet ya comienza a mover sus piezas con miras a configurar una institucionalidad ambiental acorde a su programa de gobierno. Según fuentes del sector, la Nueva Mayoría, ya ha sondeado una serie de nombres para ocupar los sillones de la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA) y el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). Si bien la gestión de Juan Carlos Monckeberg finaliza en octubre de 2016, la nueva administración estaría pensando en contar en ese puesto con un profesional afín a su programa sectorial. Y tal como ocurrió con los ministerios y subsecretarías, ya comenzaron a trascender los nombres de posibles candidatos. Uno ellos es el del abogado Fernando Molina, quien es cercano a la Democracia Cristiana, pero lo más importante: fue colaborador del futuro Ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier, cuando éste se desempeñó como director de la Conama Metropolitana. Molina posee basta experiencia en derecho ambiental y actualmente es socio del estudio Cubillos y Molina Abogados. Pero también tiene amplia experiencia en la gestión de proyectos de inversión. Estas características lo han llevado a convertirse en uno de los candidatos favoritos para convertirse en el nuevo regulador. Dentro de sus asesorías se encuentra, la ampliación Puerto San Antonio (2012) y los proyectos Quetena, Ministro Hales y Nuevo Nivel Mina El Teniente (Codelco). Otro nombre que suena es el de Valentina Durán. Si bien, era carta fija para el ministerio de Medio Ambiente -fue la coordinadora del programa ambiental de Michelle Bachelet- sin resultar nominada, sigue figurando como posible superintendenta, o en su defecto como futura directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental. Durán considera que el ordenamiento territorial es clave a la hora de evitar la judicialización de proyectos de inversión y estima fundamental realizar adecuaciones al SEA para tramitar de mejor forma los proyectos emblemáticos, como HidroAysén. La abogada de la Universidad de Chile es directora de la consultora Gescam, investigadora del Centro de Centro de Derecho Internacional del Desarrollo Sostenible (CDIDS) y es socia de la primera ministra de la cartera, Ana Lya Uriarte. Otra carta en juego es la del socialista Jaime Bravo. El ex asesor del Ministerio de Energía -con Marcelo Tokman-, posee una experiencia en la tramitación de proyectos, sumado a un una amplia red política adquirida durante los anteriores gobiernos de la Concertación. En el sector ambiental lo tildan de “fast tracker” de proyectos. Otra propuesta nace directamente del progresismo en el PPD. Se trata del abogado Lorenzo Soto, conocido litigante ambiental, quien ha puesto en jaque a buena parte de los proyectos de inversión del país. Resistido por muchos, Soto es catalogado por sus cercanos, como un hombre minucioso y que conoce “cada rincón de la actual institucionalidad ambiental”.

1.50.- Crean plataforma para financiar proyectos de energías limpias (Fuente: Diario Financiero, 24.02.14): Hace pocas semanas comenzó a funcionar la primera plataforma de financiamiento colectivo o crowdfunding especializada en proyectos de energías renovables en Chile. Se trata de Eollice, una iniciativa pionera en el país y en Latinoamérica que busca conectar inversionistas, que pueden aportar desde $ 10.000, con medianas y pequeñas empresas que quieran concretar e incorporar un proyecto ligado a energías limpias a sus procesos productivos para poder disminuir sus costos, bajar la dependencia de combustibles fósiles o reducir su impacto en el medioambiente. Con este sistema se busca masificar el desarrollo en Chile de energías como solar, biogás, eólica, entre otras, que en el país aún son incipientes, principalmente por temas de costos y financiamiento, explica Francisco Sepúlveda, co-fundador junto Stefan Pribnow de la plataforma, que cuenta con el apoyo de la incubadora de la Universidad Católica IncubaUc. “Nos dimos cuenta que el financiamiento es un tema preocupante para las empresas que quieren abordar este tipo de energías. Los bancos no prestan dinero y les es muy difícil pedir un crédito. Al mes hay entre 50 y 60 empresas que están interesadas en hacer un proyecto de energías renovables, pero sólo entre un 3% y 5% logran ser ejecutados porque cuentan con los recursos para pagarlo al contado”, explica Sepúlveda. De ahí que surgió el interés de esta plataforma, que ya cuenta con su primera empresa, la lechera Said Spa, de Osorno, que solicita recursos por poco más de $37 millones para construir una planta solar fotovoltaica de 30 kW, con una reducción de 26 Toneladas de CO2 al año. A la fecha, tiene el 8% financiado, con 18 inversionistas que han depositado casi $ 3 millones. Sepúlveda explica que una vez concretado el financiamiento de este proyecto, cada aportante recibiría un pago mensual con intereses y el retorno anual puede llegar al 13% . Su monto puede variar dependiendo del tamaño del proyecto, zona de ubicación y plazos de pago. La plataforma se suma a la tendencia mundial de crowdfunding, que sólo en 2012 movió US$ 2.700 millones en financiamiento de proyectos, y cada vez más se está centrando en nichos específicos, como aquellos que financian sólo proyectos de diseño, musicales o, en este caso, ligados a sustentabilidad, sobre todo en Europa y Estados Unidos, como el caso de Mosaic, que ha recaudado casi US$ 6 millones en proyectos solares. Dentro de los planes de Eollice está contar con un portafolio de dos o tres proyectos al mes y a fines de año poder sumar proyectos de otros países de Latinoamérica, como Brasil o Perú.

24/33

Boletín Noticias ACENOR

1.51.- Competencia eléctrica (Fuente: Editorial diario El Mercurio, 25.02.14): Como anticipó el fiscal en su cuenta pública 2013, la competencia en el sector eléctrico será uno de los focos del trabajo de la Fiscalía Nacional Económica este año. Con tal fin,. La autoridad encargó un estudio sobre el mercado mayorista de electricidad –el que ya recibió hace algunas semanas-, y habría comenzado a requerir información a las empresas. El estudio analiza la competencia entre las generadoras de electricidad en dos mercados: las licitaciones de contratos de suministro de largo plazo a las distribuidoras – que son la base para la tarifa que pagan los clientes residenciales-, y la suscripción de contratos de largo plazo con los llamados “clientes libres” no sujetos a regulación, esto es, los clientes industriales y de mayor tamaño. El trabajo revisa los datos del Sistema Interconectado Central (que representa el 73% de la capacidad instalada nacional) para el periodo 2006-2011, y concluye que la competencia en las licitaciones sería imperfecta, con cierto ejercicio de poder de mercado de tipo unilateral, y que la competencia sería más débil en el mercado de clientes libres, puyes las tarifas negociadas serían mayores que las ofertadas en las licitaciones, aún después de controlar las principales características de los contratos, como su duración o el tamaño del cliente. El informe es público y seguramente será sometido al escrutinio de los especialistas, pues se trata de ejercicios controvertibles y siempre perfectibles, pero no debiera sorprender que los autores encuentren alguna evidencia de rentas anormales en una industria con una oferta cada vez más estrecha, producto de la severa subinversión que la afecta. Este último es el principal problema del sector, incluso más que las imperfecciones en materia de competencia. Como consecuencia, el país paga altísimos costos de energía y enfrenta el riesgo de no lograr satisfacer la demanda proyectada a mediano plazo. El bajo nivel de inversión en centrales de base se explica principalmente por lo incierta que se ha vuelto la concreción de los proyectos. El nuevo gobierno deberá atender este problema con prontitud. Chile necesita contar con energía suficiente a precios razonables, y eso pasa por incorporar cuanto antes nuevas centrales de base al sistema. Hacerlo minimizando el impacto social y medioambiental es parte del desafío. Existen varias propuestas concretas para reactivar las inversiones (planteadas por instancias como la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico que convocara el Ministerio de Energía, o el grupo ResPública), la mayoría de las cuales exige un mayor liderazgo e involucramiento del gobierno en el tema. El programa de la Presidenta electa recoge algunos de esos análisis y explicita su intención de actuar con decisión. La adopción de algunas de esas medidas requiere de ajustes mayores, como la idea de que el gobierno pueda identificar lugares aptos para la instalación de centrales, en el contexto de un ordenamiento territorial general, y la introducción de un sistema de compensaciones para las comunidades afectadas, con reglas y montos predefinidos. Otras, en cambio, podrían implementarse sin mayor dilación, como la revisión del modelo de licitación de contratos de largo plazo, para eliminar trabas que pudieran estar desincentivando el ingreso de nuevos actores a la industria y menoscabando así la inversión y la competencia.

2.- TRANSMISIÓN

2.52.- Interchile ingresó al SEA proyecto de transmisión eléctrica por US$1.000 millones (Fuente: Estrategia, 20.02.14): La empresa Interchile informó, mediante un Hecho Esencial a la SVS, sobre el ingreso al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), de un proyecto de ampliación de capacidad de transmisión eléctrica de alto voltaje, para las obras nuevas denominadas “Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2×500 kV”, “Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2×500 kV” y “Nueva Línea Pan de Azúcar-Polpaico 2×500 kV” en el Sistema Interconectado Central. Interchile explicó que el objetivo del proyecto Plan de Expansión Chile LT 2×500 kV Cardones-Polpaico, que cuenta con un presupuesto de US$1.000 millones, será fortalecer el sistema de transmisión troncal del SIC entre la subestación Cardones, ubicada al sur de Copiapó, y la subestación Polpaico, instalada en el norte de Santiago. El proyecto considera la conexión en 220 kV entre las nuevas subestaciones y las existentes, además de la ampliación de estas últimas. Esto supliría la carencia de transmisión eléctrica en la zona norte del SIC, por la congestión de las líneas del sector.

2.53.- Transelec compra línea en Atacama por US$54,7 millones (Fuente: Terra, 20.02.14): Transelec, controlada por fondos de inversión canadienses, adquirió a las empresas Guacolda de AES Gener y Compañía Transmisora del Norte Chico una línea de transmisión eléctrica de 2x220 kilovatios de casi 133 kilómetros de longitud, según un hecho esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros. Además, Transelec será dueña de todos los equipos que sustentan y conforman esta red. El precio de la transacción incluye la totalidad de los activos, así como también los contratos celebrados con terceros y otros asociados. Transelec es la principal proveedora de servicios de transmisión eléctrica en el norte y centro sur de Chile, en donde dispone de un total de 8.239 kilómetros de líneas.

2.54.- Un incendio en el Biobío destruye una empresa forestal y colapsa dos torres de alta tensión (Fuente: La Segunda, 20.02.14): El siniestro afectó a un predio forestal de la empresa Aitue, en la localidad de Rarinco, perteneciente a la comuna de Los Angeles, dejando como saldo las instalaciones destruidas y la pérdida total de toda la madera almacenada en el lugar. Las llamas se iniciaron alrededor de las 21:00 de este miércoles y rápidamente comenzaron a propagarse, haciendo que dos torres de alta tensión fueran alcanzadas y colapsaran. Esta situación impidió

25/33

Boletín Noticias ACENOR

que personal de Bomberos trabajara con normalidad, debido a que el tendido se encontraba electrificado. En la emergencia trabajaron Bomberos de Los Angeles, Nacimiento y Santa Bárbara, los que recién durante la mañana de este jueves pudieron dar por controlada la situación. Sin embargo, no se descarta que el fuego continúe por un par de días más, debido al material que siniestrado. Según informó Radio Camila, habría una persona detenida por el incendio, por lo que no se descarta que haya sido intencional. Con proyecto clave de líneas de transmisión debutará nuevo proceso de consulta indígena (Fuente: La Segunda, 25.02.14): A dos meses de la entrada en vigencia del nuevo reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), uno de sus aspectos más polémicos, la consulta indígena homologada al Convenio 169 de la OIT, hará su debut con un proyecto eléctrico clave: la expansión del sistema de transmisión. La iniciativa, que contempla una inversión de US$1.000 millones, corresponde a la construcción de una línea de transmisión de 753 kilómetros entre la subestación Cardones (cercana a Copiapó) y la subestación Polpaico (Santiago). Con este proyecto se unifican las tres licitaciones realizadas por el Ministerio de Energía, adjudicadas a la empresa colombiana ISA, a través de su filial InterChile. Si bien el viernes pasado el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) no admitió a trámite el proyecto al encontrar observaciones de forma en el estudio presentado, el informe sería ingresado otra vez esta semana y uno de sus grandes desafíos será enfrentar el nuevo proceso de consulta indígena. Esto, porque en el trazado planteado por la compañía de capitales colombianos se afectarían terrenos de comunidades diaguitas en las cercanías de Huasco. El gerente general de InterChile, Jorge Rodríguez, dijo que “esa consulta indígena estará reglada por el Servicio de Evaluación Ambiental. Nosotros ya hemos hecho con las comunidades diaguitas algunas aproximaciones, pero el funcionamiento oficial será hecho junto a la entidad evaluadora”. Para eso la empresa cuenta con la asesoría de Gestión Ambiental Consultores (GAC). “En el proceso estamos acompañados por una firma consultora chilena. También hemos contratado expertos. Estudiaremos cómo hacerlo de mejor manera”, sostiene el ejecutivo. Añade que “oportunamente estaremos haciendo las consultas comunitarias que nos sean indicadas” para que se pueda llegar a buen puerto con el proyecto, calificado como fundamental para asegurar el suministro eléctrico en los próximos años en la zona norte del SIC. “Es un tema que estamos solucionando en el día de hoy. Hubo algunas observaciones sobre la municipalidad a la que correspondía alguno de los trabajos. Creemos no tener errores en nuestro documento”. La fórmula para cumplir con la OIT. Polémica causó la aplicación del Convenio 169 de la OIT que obliga que toda medida administrativa de afecte a indígenas sea consultada a sus comunidades cuando la justicia justificó la revisión del proyecto minero El Morro al no haber efectuado este proceso a los pueblos originarios. Por eso uno de los objetivos del nuevo reglamento del SEIA -que si bien en mayo de 2012 el Consejo de Ministros aprobó el documento, recién desde diciembre pasado está operativo- era incluir la consulta indígena en la tramitación de proyectos de inversión. El Convenio 169 mandata que todas las medidas administrativas que son susceptibles de afectar a los pueblos originarios deben ser consultados. Ahora, con el nuevo reglamento en funcionamiento, no sólo se hace la consulta, sino que también se requiere que la evaluación ambiental se haga distinta, con énfasis en los pueblos originarios, focalizando medidas de mitigación o reparación para ellos, explicaron en su oportunidad desde el SEA.

2.55.- Ministros de Energía tratan alcances de Carretera eléctrica (Fuente: Terra, 25.02.14): El ministro de Energía, Jorge Bunster, y el subsecretario Sergio del Campo, se reunieron este martes con quienes serán sus sucesores en la cartera a partir del próximo 11 de marzo: Máximo Pacheco y Jimena Jara, respectivamente. El encuentro se realizó en las dependencias del Ministerio de Energía y se enmarca dentro de la agenda de traspaso del Gobierno del Presidente Piñera a la futura administración. “Ésta es la tercera reunión que hemos tenido nosotros en forma personal, pero en esta ocasión, estamos teniendo un encuentro ampliado de los jefes de servicio y los jefes de división con las nuevas autoridades”, señaló el Ministro Jorge Bunster. El titular de Energía explicó que “ha sido una reunión constructiva y muy positiva, en donde cada uno de los jefes ha presentado su división, sus objetivos y su trabajo, de manera de hacer el traspaso de la manera más fluida posible”. El secretario de Estado detalló que se trata de reuniones de presentación y de introducción, “donde se están exponiendo los temas y se están presentando los equipos, todavía no hemos entrado en las materias más urgentes, pero todas las temáticas se han ido cubriendo, por ejemplo, en materia de reglamentos, sobre la necesidad de impulsar el proyecto de carretera eléctrica y de avanzar en el proyecto de compensaciones que se ha estado trabajando en el Ministerio”.

2.56.- Colbún y Transelec van a Panel de Expertos por plan de expansión troncal (Fuente: La Tercera, 27.02.14): Al Panel de Expertos, entidad que dirime las diferencias en el sector eléctrico, recurrieron tres de las principales eléctricas que operan en el país, para objetar el plan de expansión del sistema de transmisión troncal presentado por la CNE. A fines de enero, la CNE dio a conocer el plan de expansión del sistema de transmisión para el lapso 2013-2014, que contempla obras por US$ 800 millones en los dos sistemas. La principal de estas obras, una línea de transmisión que unirá Puerto Montt con la subestación Charrúa (unos 550 kilómetros), es cuestionada por Colbún, que dijo en una presentación a la entidad que el proyecto, que implica una inversión de US$ 580 millones, no cumpliría con los criterios técnicos y legales para ser ejecutado. Tal como lo definió la CNE en su estudio, la idea de contar con esta línea es preparar al sistema para la entrada de las centrales hidroeléctricas que se construirán en el sur, principalmente, los

26/33

Boletín Noticias ACENOR

proyectos Cuervo y Blanco, ambos de Energía Austral. “Este proyecto es considerablemente más grande -y consecuencialmente más oneroso- que el proyecto recomendado por el CDEC-SIC, proyecto que ni siquiera fue analizado por la CNE”, advirtió Colbún. A juicio de la eléctrica, no existe seguridad de que los proyectos que justificarían la construcción de la línea de una sola vez estén en los plazos previstos, por lo que el sistema podría quedar con una holgura de hasta 60% en algunos tramos. “Dado que la demanda crece gradualmente, las exigencias sobre el sistema de transmisión también crecen en forma gradual y, por lo tanto, hace sentido recomendar que los proyectos de transmisión se ejecuten en forma escalonada, en lugar de en forma inmediata y simultánea, como lo ha hecho la CNE”, indicó. Transelec cuestionó las obras recomendadas por la CNE para la ampliación de capacidad en la línea de transmisión que va desde Maitencillo hasta Cardones (cerca de Copiapó), donde estima que la propuesta de la autoridad la obligaría a incurrir en mayores costos y plazos de construcción que los previstos. El consorcio Eletrans (Saesa y Chilquinta) solicitó cambiar los plazos de construcción en los proyectos “Tendido segundo circuito línea 2×220 kV Cardones-Diego de Almagro, con seccionamiento en subestación Carrera Pinto” y “Tendido segundo circuito línea 2×220 kV Ciruelos-Pichirropulli”.

3.- DISTRIBUCIÓN

3.57.- Piden a alcalde explicar cambio en alumbrado de tradicional zona de Las Condes (Fuente: UPI, 21.02.14): La Fundación Defendamos la Ciudad llamó al alcalde de Las Condes, Francisco de la Maza, a explicar el cambio de luminarias que, según afirman, ha generado un "airado reclamo" de parte de los vecinos de la Avenida Gertrudis Echeñique, en el sector El Golf. Según explicaron desde la organización, los habitantes de esa zona están intentando preservar el estilo de la Avenida Gertrudis Echeñique, "vía muy bien lograda desde el punto de vista urbanístico gracias a la remodelación ejecutada en el período en que Carlos Larraín, hoy presidente de RN, ejerció como alcalde". Esta vía se localiza entre las Avenidas Apoquindo y Presidente Errázuriz, destacándose que una parte de la vía, a partir de la calle Renato Sánchez al sur, hasta Presidente Errázuriz, está debidamente protegida por el propio Plan Regulador de Las Condes bajo la figura de Zona de Conservación Histórica, precisaron en Defendamos la Ciudad. En la fundación aseguran que los residentes objetan el "discrecional y reciente retiro de 86 tradicionales faroles emplazados en medio de ambas platabandas de esa avenida, los cuales fueron reemplazados por unos modernos y altísimos faroles cuyas fuertes emisiones luminosas ocasionan perjuicios permanentes a los vecinos que residen en las casas y edificios que enfrentan esa vialidad". Patricio Herman expresó "en razón a que no sabemos si para este inconsulto y antojadizo cambio en el equipamiento de ese barrio hubo una licitación pública como tampoco se conoce el nombre de la empresa que se vio favorecida con esta operación comercial, cuyo monto también se desconoce, es necesario transparentarla y estar al tanto de su extraña motivación. Entendemos que el alcalde ahora, cumpliendo con su deber de apego a la probidad y transparencia de sus actos, dará debida cuenta pública de ello". "Además esta acción unilateral del alcalde, es decir, sin consulta a los vecinos, que genera una molesta contaminación lumínica a sus mandantes, significó la vulneración flagrante de la Ley Nº 20.500 que establece el derecho que tienen las personas para participar en los distintos espacios de la gestión pública. Esta ley está vigente para acercar a los gobiernos locales y a la administración central a la ciudadanía, con lo cual se busca mejorar en los hechos el sistema democrático que nos rige", argumentó. Por lo anterior, Herman, llamó al alcalde UDI a que "a la brevedad, ordene la restitución en sus lugares originales de los faroles de altura media que cumplían a cabalidad su cometido. Él, como máxima autoridad municipal, sabrá darle el mejor uso en los espacios verdes comunales a los nuevos y espigados reflectores que están ocasionado tantos perjuicios en la calidad de vida de los vecinos de este sector de su comuna".

3.58.- Falla de un trasformador eléctrico causa cortes de energía en comunas del sector oriente (Fuente: Emol, 24.02.14): La explosión de un trasformador eléctrico subterráneo en las afueras del edificio Titanium, en la Avenida Andrés Bello, causó un corte del suministro de energía en algunos sectores de las comunas Las Condes, Vitacura y Providencia. Según señaló personal de Chilectra, que se encuentra en el lugar, se trata de un "microcorte acotado" que afecta a cerca de mil clientes, específicamente en Providencia. Los equipos técnicos de la empresa trabajan en el sector para determinar el motivo de la explosión de una cámara subeterránea que comenzó a humear, razón por la que voluntarios de Bomberos acudieron a la zona. Desde la Compañía de electricidad descartan que la explosión se generara al interior del edificio y se espera que dentro de una hora o más se normalice la situación. Algunos semáforos del sector se encuentran apagados, por lo que el llamado a los automovilistas es a conducir con precaución.

4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA

4.59.- Cambio de hora: Ministerio de Energía anuncia fechas (Fuente: Terra, 19.02.14): El Ministerio de Energía informa que ha sido publicado en el Diario Oficial, el decreto supremo N° 307 del Ministerio del Interior y Seguridad Pública, del 30 de enero de 2014, que establece las fechas para los cambios de hora que estarán vigentes durante el año

27/33

Boletín Noticias ACENOR

2014. El horario de invierno entrará en vigencia la medianoche del sábado 26 de abril. Ese día, los relojes deberán retrasarse en 60 minutos, esto es, siendo las 23:59 horas con 59 segundos, en vez de pasar a las 0:00 horas, deberá ajustarse la hora para que sean las 23:00 horas del mismo día. A su vez, se reanudará el horario de verano la medianoche del sábado 6 de septiembre. Ese día, los relojes deberán adelantarse en 60 minutos, esto es, siendo las 23:59 horas con 59 segundos, en vez de pasar a las 00:00 horas, deberá ajustarse la hora para que sean las 01:00 horas del día 7 de septiembre. Uno de los principales fundamentos para extender la vigencia del horario de verano corresponde a los ahorros en el consumo de energía eléctrica, producto de un mejor aprovechamiento en el uso de la luz natural. De acuerdo con antecedentes de la operación del SIC, que va desde Taltal a Chiloé y abastece al 94% de la población, en 2013 se pudo observar un aumento del consumo de energía eléctrica apenas se inició el horario de invierno. En ese sentido, la generación diaria de energía eléctrica de la semana siguiente al cambio de hora aumentó en 1,8%. El menor consumo de electricidad que se produce al extender el horario de verano, adquiere relevancia al considerar las condiciones hidrológicas actuales. Según el pronóstico del Centro de Despacho Económico de Carga del SIC, la energía embalsada a junio de 2014 se encontraría en torno a 300 GWh. A modo de comparación, a fines de abril de 2013 la energía embalsada fue de 340 GWh, por lo que se vislumbran similares o peores condiciones operacionales. Con la ampliación del horario de verano, Chile se nivela a países más desarrollados, como Estados Unidos, Canadá y la Unión Europea, que tienen una duración del periodo de verano similar al chileno.

4.60.- Estos son los cambios de hora del año 2014 (Fuente: Revista Electricidad, 19.02.14): El ministerio de Energía anunció en un comunicado las fechas de cambio de hora para el año 2014 en Chile. El Decreto Supremo N° 307 del Ministerio del Interior y Seguridad Pública publicado en el Diario Oficial el 30 de enero de 2014, establece las fechas para los cambios de hora vigentes durante el año 2014. El horario de invierno entrará en vigencia la medianoche del sábado 26 de abril. Ese día, los relojes deberán retrasarse en 60 minutos, esto es, siendo las 23:59 horas, en vez de pasar a las 0:00 horas, deberá ajustarse la hora para que sean las 23:00 horas del mismo día. A su vez, se reanudará el horario de verano la medianoche del sábado 6 de septiembre. Ese día, los relojes deberán adelantarse en 60 minutos, esto es, siendo las 23:59 horas con 59 segundos, en vez de pasar a las 00:00 horas, deberá ajustarse la hora para que sean las 01:00 horas del día 7 de septiembre. Uno de los principales fundamentos para extender la vigencia del horario de verano corresponde a los ahorros en el consumo de energía eléctrica, producto de un mejor aprovechamiento en el uso de la luz natural. En la publicación ministerial en el Diario Oficial se tuvo en cuenta que “en términos hidrológicos, el año 2013 presentó precipitaciones por debajo de lo normal en gran parte del país, lo que ha generado bajos afluentes disponibles en los ríos para generación hidroeléctrica y riego”. De acuerdo con antecedentes de la operación del SIC, en 2013 se pudo observar un aumento del consumo de energía eléctrica apenas se inició el horario de invierno. En ese sentido, la generación diaria de energía eléctrica de la semana siguiente al cambio de hora aumentó en 1,8%. El menor consumo de electricidad que se produce al extender el horario de verano, adquiere relevancia al considerar las condiciones hidrológicas actuales. Según el pronóstico del CDEC-SIC, la energía embalsada a junio de 2014 se encontraría en torno a 300 GWh. A modo de comparación, a fines de abril de 2013 la energía embalsada fue de 340 GWh, por lo que se vislumbran similares o peores condiciones operacionales. Con la ampliación del horario de verano, Chile se nivela a países más desarrollados, como Estados Unidos, Canadá y la Unión Europea, que tienen una duración del periodo de verano similar al chileno.

4.61.- Gasto Chino en Energía Eficiente Superó al de EE.UU. (Fuente: Estrategia, 19.02.14): La gigantesca economía china sigue dando pasos con los que supera a Estados Unidos. En 2013, además de posicionarse como el líder del comercio exterior, fue el país que más gastó en energía eficiente, con US$4.300 millones. Dicha cifra equivale a casi un tercio de la inversión mundial por este concepto, la cual aumentó 5% el año pasado, hasta llegar a los US$14.000 millones, según los datos recopilados por Bloomberg New Energy Finance. En tanto, en Norteamérica este tipo de gastó se calculó en US$3.600 millones en igual periodo, lo que equivale a una disminución de 33%, respecto al año anterior. “Los mercados asiáticos y europeos van a dirigir el crecimiento (del gasto en energía eficiente) hasta 2020, mientras que el enfoque de América del Norte continuará siendo el desplazamiento desde el hardware al software, en tanto que los servicios públicos buscan aprovechar el valor agregado e la enorme cantidad de datos ya disponibles en la red”, indica Colin McKerracher, analista senior de tecnologías inteligentes para la energía de BNEF. Algunos detalles son en referencia a los contadores inteligentes, medidores que permiten a los clientes controlar el uso de energía con un feedback instantáneo con los proveedores del servicio, de los cuales ya hay instalados 250 millones en China, mientras que en Europa alcanzan los 55 millones. La inversión extranjera en China creció 16,1% interanual en enero y alcanzó los US$10.760 millones, informó ayer su Ministerio de Comercio. La cifra supera con creces el aumento de 3,3% en diciembre, y se sitúa como la mayor alza en seis meses. El buen dato evidencia, según la Cartera, la "confianza" en la economía del gigante asiático, pese a la desaceleración. La mayoría de capital foráneo entró al sector servicios, donde subió 57%, mientras que cayó 21,7% en las manufacturas.

28/33

Boletín Noticias ACENOR

4.62.- Niños y jóvenes del Sename aprendieron sobre energía y eficiencia energética en Valparaíso (Fuente: Ministerio de Energía, 21.02.14): Más de 100 niños y jóvenes del centro del Servicio Nacional de Menores de Playa Ancha, participaron de una charla para conocer más sobre el buen uso de la energía. La actividad, que mezcló la entretención y el aprendizaje, fue organizada por la Seremi de Energía de las regiones de Valparaíso, Metropolitana y O’Higgins, y el Centro de Protección de Administración Directa (Cread) del Sename. La charla incluyó juegos y la presentación de videos educativos con simples medidas de eficiencia energética, como desenchufar los aparatos que no se estén usando, no abrir la puerta del refrigerador muy seguido, no dejar corriendo el agua mientras se cepillan los dientes, aprovechar la luz natural, entre otros. Hermann Balde, profesional de la Seremi de Energía señaló que “la charla buscaba enseñar a los jóvenes de una forma entretenida la importancia de la energía en sus vidas”. Al mismo tiempo, agradeció la disposición de quienes trabajan en el Centro del Sename, pues la actividad resultó muy provechosa para todos los niños que participaron en ella. Al mismo tiempo, la Directora del Cread de Playa Ancha, Marcela Segovia, agradeció a la Seremi de Energía por proponer la actividad, pues “instancias como ésta traen a los niños del recinto un momento lúdico y de aprendizaje”. Además, los niños recibieron distintos materiales para seguir aprendiendo sobre el importante rol que tiene la energía en sus actividades diarias.

4.63.- Ineficiencias Energéticas (Vartan Ishanoglu Marzuca, Ingeniero Civil, Cartas Al Director, El Mercurio, 25.02.14): Señor Director: Cada semana, en las distintas portadas de los medios de prensa escritos chilenos es posible leer a lo menos una noticia sobre los nuevos proyectos de generación de energía, ya sea de ERNC, termoeléctricas o el tan polémico proyecto de HidroAysén. No vengo a cuestionar la evaluación técnica o el manejo mediático de dichos proyectos, sino mostrar la importancia de una arista totalmente complementaria, pero lamentablemente olvidada por gran parte de la sociedad, tanto individual, pública y privada: la eficiencia y el ahorro energético. Creo firmemente en el desarrollo de proyectos que nos aseguren una matriz energética nacional de costos bajos y especialmente limpia, pero es necesario que vaya de la mano con un consumo responsable. ¿De qué sirven poner paneles fotovoltaicos en las universidades, las industrias, los edificios comerciales o comunidades residenciales si se tiene el aire acondicionado prendido todo el fin de semana, sin personas en su interior?. Es lamentable ver como la luminaria pública en distintas municipalidades está encendida durante todo el día o que en los edificios comerciales cercanos al parque Araucano o en el barrio El Golf, pisos completos están con la gran mayoría de sus luces (o en su totalidad) prendidas a las 3 de la mañana de un día sábado en febrero. Muchos exigen más energía (limpia y barata), pero en sus lugares de trabajo u hogares no realizan un mayor esfuerzo por minimizar su consumo. Existen grandes iniciativas que incentivan un consumo responsable de la energía (Agencia Chilena de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía), pero la preocupación nacional, los incentivos y campañas a la población están claramente enfocadas en la generación eléctrica. Es necesario reconocer que se ha puesto mucha importancia en la generación, y no en la eficiencia, siendo que ambas líneas son de importancia para un desarrollo nacional sustentable en lo social, ambiental y económico. La generación, la eficiencia y el ahorro energético no son excluyentes, y deben siempre trabajarse de forma complementaria.

5.- TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

6.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO

6.64.- Ley de net metering estaría operativa antes del cambio de mando (Fuente: Pulso, 19.02.14): Hace dos años que fue aprobada la ley 20.571 que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales de hasta 100 kW, o ley de net metering, que estimula la participación de las ERNC en la matriz energética chilena. Para que la ley entre en vigencia necesita un reglamento que aún está en proceso de análisis y depuración en el ministerio de energía. Ese documento está llegando a su recta final y debería ser enviado en los próximos días a la Contraloría para su toma de razón y para que finalmente la esperada ley entre en vigencia antes del cambio de mando, según informan desde el Ministerio de Energía. Los detalles del reglamento no se conocen en lo particular, pues todavía está en proceso. Pero es un documento que ha sido sometido a consulta y para el que en su elaboración han participado varios actores de esta industria, de manera que hay información pública conocida. Incluso hay una presentación de Juan Pablo Urrutia, del Ministerio de Energía, de noviembre pasado, en que da a conocer algunos de los aspectos del reglamento. ¿Quiénes son los usuarios finales de la ley? Quienes tengan equipos de generación energía renovable no convencional (solar, eólica, mareomotriz, geotérmica y otras) y cogeneración eficiente con capacidad máxima para 100 kW. Estos usuarios podrán inyectar la energía que no utilicen a la red de distribución masiva de electricidad y cobrar por ella. Uno de los temas clave es el precio del kWh que las distribuidoras van a pagar. Según el documento de Urrutia, se pagará lo mismo al que la distribuidora vende, menos el costo de transporte y las mínimas pérdidas por el transporte mismo. Este es un punto de discordia con la industria de los desarrolladores de tecnologías ERNC. “Si se produce una cuenta a favor del cliente, entonces la compañía distribuidora eléctrica deberá pagar esa diferencia en crédito o en pago al cliente. Ese es el espíritu

29/33

Boletín Noticias ACENOR

esperado de la ley. Sin embargo, con la elaboración del reglamento, el modelo se transformó en ‘Net Billing’, o sea la compañía distribuidora pagará al cliente un valor por cada kWh inyectado menor a aquel que el cliente paga. Por lo tanto se pierde cualquier tipo de incentivo que la ley tenía como objetivo”, dice Peter Horn, Ceo de Heliplast, una de las empresas interesadas en la partida de la ley, pues su giro son los paneles para generación fotovoltaica. Aun así, la ley permite “a las personas y empresas rebajar la cuenta de la luz produciendo su propia electricidad con paneles fotovoltaicos instalados en sus techos por ejemplo”, agrega. Sobre este punto, según fuentes de la industria, se habría generado una zona de excepción para generadores residenciales de energía de hasta 10 kW. “Para ese tramo el precio que la distribuidora eléctrica le pagará por sus kWh, será el mismo que la empresa le cobrará y se restará al consumo de esa casa, los mismos kw/hora inyectados. Por lo que sí se produciría el net metering, o en castellano “medida neta”, donde en el medidor de luz, los kWh consumidos se restan de los kWh inyectados bajando la cuenta de luz correspondiente”, explica Horn. No obstante, en el ministerio dicen que no adelantarán detalles del texto final del reglamento. Si una persona o empresa decide hacer su instalación e inyectar energía, deberá asumir el costo de las obras adicionales a la red de la empresa distribuidora necesarias para inyectar la energía producida. Y deberá pagar también un medidor que diga cuánto está inyectando. Para vigilar este proceso está la SEC. El reglamento, de acuerdo al documento de Juan Pablo Urrutia, plantea que sólo puede utilizarse equipos debidamente certificados por la SEC. Este organismo, además, autorizará a laboratorios de ensayo y organismos de certificación habilitados para que certifiquen equipos. Además, la SEC llevará un listado con los equipos certificados que pueden instalarse. Los instaladores, a su vez, también deben estar habilitados por la SEC. “Ellos deben asegurar al cliente que la instalación cumple con la norma vigente y no supone un peligro a las personas ni los bienes materiales. Y deben asegurar a la Distribuidora, la conexión a sus instalaciones”, dice el documento de Urrutia. Por su parte, las empresas del área plantean que ellas ya cumplen con todas las exigencias de la SEC para las instalaciones que ya hacen. Y las que parecen especialmente interesadas son las que trabajan con energía solar, que es la ERNC más masiva en los mercados donde leyes como ésta ya existen. “En todos los países donde ya funciona el Net Metering, como en Alemania por ejemplo, se produce lo que se conoce como ‘Generación Distribuida’. Es decir, que en las horas de sol directo (unas 4 horas al día) la producción de los sistemas instalados en los techos puede fácil generar un 25% de la corriente consumida en ese instante. Así, en esas horas las grandes centrales contaminantes paralizan y las centrales hidroeléctricas pueden almacenar agua para generar cuando el sol ya no está”, explica Peter Horn. El CEO de Heliplast explica que “un sistema de 1 kW en el techo orientado hacia el norte con una inversión aproximada no superior a los $2.000.000 (depende mucho del tipo de techo y ubicación) genera un ahorro mensual en la cuenta de luz para la región central de aproximadamente de unos $15.000″. Además, sigue Horn, “se deben comprar los inversores, que convertirán la electricidad de los módulos en electricidad de la red pública y la sincronizarán con el medidor inteligente de la compañía proveedora del servicio eléctrico local. Este medidor rebajará de su cuenta mensual el valor correspondiente a toda la corriente eléctrica generada en el día por los módulos fotovoltaicos y que la familia no consumió, es decir el excedente de energía. Para cerrar el proceso, el generador residencial deberá hacer un contrato de conexión con la empresa distribuidora de electricidad. Este es un proceso no tan simple, pues parte con una solicitud de conexión, continúa con la entrega de un informe por parte de la distribuidora que acepta o rechaza, luego se le hace una notificación a cliente, para terminar finalmente en el contrato.

6.65.- Contraloría toma razón de nuevo reglamento de consulta indígena (Fuente: Diario Financiero, 27.02.14): El ministro de Desarrollo Social, Bruno Baranda, se reunió en La Moneda con representantes de distintos Pueblos Indígenas para hacerles entrega del documento que certifica la toma de razón que realizó la Contraloría General de la República con respecto al Decreto Supremo Nº 66 del Ministerio de Desarrollo Social, que contiene el Nuevo Reglamento de Consulta Indígena, que derogó al cuestionado Decreto Supremo 124. “Esto es un gran avance en el trabajo con los Pueblos Indígenas, ya que se establece que todas las materias que afecten a estos grupos les serán consultadas y serán considerados”, señaló Baranda. La nueva normativa considera también acuerdos relevantes en materias que nunca habían logrado consensuarse como el procedimiento y las etapas de consulta; planificación, información, deliberación interna, diálogo e informe final; los plazos se extendieron desde 30 días hábiles a 100 días hábiles en general y 125 tratándose de proyectos de ley, se identificó a quienes debía consultarse, y que toda consulta debía hacerse en forma libre, previa e informada con la “finalidad de llegar a acuerdo o lograr el consentimiento”.

7.- SERVICIOS Y NEGOCIOS

7.66.- Aprobación de central Punta Alcalde reactiva proyectos mineros e inmobiliarios en Atacama (Fuente: El Mercurio, 19.02.14): En suspensión. Así se encontraba la gran mayoría de los proyectos de inversión en la Región de Atacama previo a que la Corte Suprema decidiera aprobar la mayor central termoeléctrica del país, Punta Alcalde. El intendente de la región, Rafael Prohens, reconoce que la viabilización de la carbonera de 740 MW que impulsa Endesa causó “un respiro” entre los inversionistas de Atacama y trajo consigo una paulatina reactivación empresarial en la zona. “Hay proyectos que al saber de la aprobación de Punta Alcalde empezaron a reimpulsar su desarrollo. Hay una mayor

30/33

Boletín Noticias ACENOR

activación en la zona. También hay empresas inmobiliarias que se han acercado a la Municipalidad de Copiapó para mostrar su interés en construir”, dice Prohens. La máxima autoridad en la región afirma que en las últimas semanas han sido varias las empresas mineras que iniciaron conversaciones con las generadoras para asegurar el suministro eléctrico en sus yacimientos. “Proyectos como El Morro o Relincho no tenían energía y obviamente sin ese insumo no podían seguir adelante. Pero como eso ya está resuelto por el lado de Punta Alcalde, hoy cuentan con un nuevo aire para sacar adelante sus iniciativas. También proyectos como Santo Domingo, que está en aprobación ambiental, ya empezaron a tener una mirada diferente para avanzar. He conversado con el gerente de Punta Alcalde y ellos ya están negociando con varias empresas mineras para su suministro”, sostiene. Y agrega: “El mundo minero se agiliza muy rápido. Los empresarios ya están empezando a negociar tarifas con Punta Alcalde y Guacolda sabiendo, a su vez, que viene también lo de la interconexión eléctrica desde Antofagasta que está impulsando GDF Suez”. En cuanto a la magnitud de la aprobación de Punta Alcalde, el intendente explica que con los 740 MW de capacidad instalada que tendrá la carbonera se viabilizarán en el futuro cuatro grandes proyectos mineros por unos US$ 4.500 millones. Esto teniendo en cuenta que un yacimiento como Caserones consume en sus operaciones 150 MW. Unos 900 MW adicionales de energía de base recibirá la Región de Atacama hacia el final de la década. Los proyectos Punta Alcalde y Guacolda V (152 MW) entregarán a la zona electricidad a precios competitivos cercanos a los US$ 50 por MWh. Prohens agrega que estas dos carboneras, más la construcción de la línea de transmisión que impulsa Suez para unir a Antofagasta con Atacama -con una capacidad de 1.600 MW-, le permitirán a la Región solucionar su problema de suministro energético por los próximos 20 años. “Proyectos como Cerro Casale, Lobo de Marte, Santo Domingo y El Volcán, que hoy no tienen suministro empiezan a flotar rápidamente. A eso se suman los puertos, los edificios y las plantas desaladoras”, afirma. El intendente agrega que con esta reactivación Atacama volverá a retomar las altas tasas de crecimiento en su economía. “Terminamos el 2013 con un crecimiento del 6,2%. Creo que la región va a tener un nivel similar al 9% promedio que hemos tenido en los últimos años. Nuestra falencia es que esta es una región muy poco poblada y la mano de obra es escasa y se va encareciendo. Eso afecta al desarrollo de proyectos”, explica. Sobre esto último, Prohens señala que cada vez es más común la presencia de bolivianos, peruanos, colombianos y hasta polacos, en las operaciones mineras, como respuesta a la escasez de trabajadores.

7.67.- General Electric invertirá US$ 10.000 millones más en energías limpias hasta 2020 (Fuente: Terra, 24.02.14): General Electric (GE) anunció este lunes su intención de invertir otros US$ 10.000 millones en investigar y desarrollar tecnologías limpias de aquí al año 2020, con lo que ya ha comprometido US$ 25.000 millones con ese fin. La inversión anunciada forma parte de la iniciativa "Ecomagination", surgida hace nueve años como parte del compromiso de la empresa de investigar y desarrollar soluciones innovadoras frente a retos medioambientales como el calentamiento global. Desde entonces, ese compromiso se ha traducido en una reducción del 34 % de sus emisiones de gases de efecto invernadero y un descenso del 47 % en el uso de agua en las operaciones de GE, según indicó hoy en un comunicado. "Ecomagination es una de nuestras iniciativas más exitosas, que ha generado sólidos beneficios a nuestros accionistas y mejorado los costos y reducido las emisiones a nuestros clientes", destacó el presidente y consejero delegado de GE, Jeff Immelt. Con la nueva inversión la empresa estadounidense espera avanzar en el desarrollo de tecnologías alternativas que reemplacen al agua en el controvertido proceso conocido como fracturación (fracking) hidráulica. La fracturación hidráulica es una de tres técnicas usadas para resquebrajar el suelo y la roca en busca de combustibles fósiles, junto a la fracturación neumática y la asistida por explosión, proceso que ha recibido amplias críticas de las organizaciones medioambientales. GE también se propone incrementar la producción de sus turbinas eólicas para reducir el costo de la generación de energía eólica, así como innovar y avanzar en soluciones que permitan mejorar la eficiencia de las plantas energéticas. Las acciones de General Electric subían un 1,3% en la Bolsa de Nueva York (NYSE), donde se han depreciado un 9,88% desde que comenzó el año, aunque se han revalorizado un 8,55% en los últimos doce meses.

7.68.- Proceso de venta del porcentaje de Southern Cross en GasAtacama entra en la recta final (Fuente: Diario Financiero, 25.02.14): En la recta final y a unas pocas semanas de concluir estaría el proceso de venta del 50% que el fondo Southern Cross tiene en la propiedad de GasAtacama, complejo de generación termoeléctrica en base a gas natural y diesel, donde es socia de Endesa Chile. Conocedores del negocio comentaron que el due diligence de la operación finalizó recientemente y en él participó uno de los interesados de la corta lista que el fondo de inversión conformó a fines de noviembre recién pasado. Aunque la identidad de la empresa que llegó hasta la última fase de este proceso se maneja con confidencialidad, anteriormente se dijo que la australiana Origin, actual controladora de Energía Austral, habría estado en dicha lista. Previamente, también se comentó que la estatal francesa EDF habría estado entre las compañías que manifestaron su interés para hacerse con la mitad del complejo termoeléctrico más grande del país (780 MW divididos en cuatro unidades). En lo que respecta al proceso mismo, trascendió que al haberse completado el análisis del activo y de la oferta, en el marco del due diligence, queda en evidencia que tanto la oferta económica, como las condiciones y términos de la operación estarían completamente definidos entre el eventual comprador y el fondo ligado a Raúl Sotomayor y Norberto Morita. Las mismas fuentes indicaron que la cifra económica que está sobre la

31/33

Boletín Noticias ACENOR

mesa estaría en línea con el monto que Southern Cross le propuso en julio a Endesa Chile para que se quedara con el 100% de GasAtacama y que habría rondado entre los US$ 250 millones y US$ 300 millones, y en ningún caso sería inferior a ese ofrecimiento inicial, lo que gatillaría nuevamente la opción preferente del brazo de generación de Endesa España en Latinoamérica, según acordaron las partes. Esta oferta siguió los términos del procedimiento especial para la enajenación de este activo que la filial de Enersis y el fondo acordaron en el marco del avenimiento, que a mediados de 2013, puso fin al arbitraje que ambas partes mantenían desde 2012, a raíz de los desencuentros en torno a la enajenación de la mitad de la generadora. Sin embargo, más allá de que la operación ya estaría definida, aún restaría una fase para que Southern Cross pueda concretar la venta de su participación en GasAtacama. Lo que estaría pendiente y se completaría en las próximas semanas sería precisar si los puntos que no están relacionados directamente con el precio a pagar por ese 50%, es decir, las condiciones y términos de la propuesta, no son mejores que las planteadas al actual socio. “Endesa siempre podría pronunciarse respecto de si los términos acordados con ese comprador no son objetablemente mejores que los que a ellos se les ofrecieron inicialmente”, dijo un conocedor del negocio. Consultada la filial de Enersis respecto de lo anterior no quisieron referirse. Sin embargo, el avenimiento, de acuerdo a lo que informó esta última compañía al regulador, establece que la ejecución y el cumplimiento del mismo a lo largo de todo el proceso “será supervigilado por el árbitro Víctor Vial del Río”, dice el texto. Las condiciones, dijeron cercanos, están relacionadas con garantías, seguridad y respaldo de la oferta, mientras que en lo referido al pacto de accionistas entre los socios, trascendió que en términos formales éste debería traspasarse íntegro al comprador.

7.69.- Gobierno dejaría a próximas autoridades capitalización de Enap (Fuente: La Tercera, 26.02.14): Restan casi dos semanas para que la administración Piñera deje el gobierno y, a la fecha, el compromiso asumido con los trabajadores de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) de capitalizar la compañía no se ha cumplido. Es más, todo parece indicar que será una tarea para su sucesora. Para lograr la venta de Primax -activo prescindible de Enap-, el ministro de Energía, Jorge Bunster, se comprometió a mediados del año pasado con los trabajadores a capitalizar la estatal por el mismo monto que se obtuviera de dicho negocio, detalla Jorge Fierro, director de Enap en representación de los trabajadores. El 49% que Enap tenía en Primax -que opera estaciones de servicio en Perú y Ecuador- fue vendido en US$ 300 millones y en la firma aún esperan que lleguen los recursos frescos. “Esta es una promesa incumplida del gobierno, ratificada por el ministro Bunster. Se han tratado de cumplir algunas cosas, pero no revisten grandes cambios para Enap. Si la capitalización no se hace, es un daño para la compañía. El Estado debe asumir el rol que le corresponde y dar las señales al mercado”, aseguró Fierro. Fuentes señalan que el gobierno, a través del Ministerio de Hacienda, estaría evaluando la posibilidad de realizar una operación de capitalización similar a la de Codelco, donde no se entregaron recursos frescos, sino que se hizo a través de una fórmula contable, que incluyó utilidades retenidas de la operación Codelco-Anglo American. El ingreso de recursos frescos es parte clave del plan de reducción de la carga financiera diseñado por la administración de Ricardo Cruzat, quien dejó la compañía a fines de 2013 y fue reemplazado en la gerencia general por Julio Bertrand. A través de la renegociación y prepago de una parte de los pasivos de corto y largo plazo por unos US$ 4.000 millones que tiene la estatal, se pretendía reducir la carga financiera anual -esto es, lo que la compañía paga por concepto de intereses- en unos US$ 200 millones este año, meta que estaría en duda si no se capitaliza con recursos frescos. El plan tenía tres pilares: la venta de activos prescindibles, como Primax; la colocación de un bono por unos US$ 200 millones en Suiza, lo que se concretó en el segundo semestre de 2013; y la capitalización, de donde se esperaba recibir unos US$ 300 millones. Con esto, se renegociaría deuda por US$ 800 millones. “Si se hiciera la capitalización por esos US$ 300 millones que se comprometieron, claramente el costo financiero bajaría más. Esto va a ser tarea para el próximo gobierno. El costo financiero son US$ 200 millones al año, y se ‘come’ todo lo que se genera en utilidades. Con el plan se podía bajar el costo financiero a US$ 120 millones”, dijo el director. En este sentido, precisó que sin recursos nuevos, el costo financiero para este año se ubicará en torno a US$ 160 millones, por lo que la rebaja será la mitad de lo previsto. Fierro señaló que mientras los indicadores de deuda sean altos, Enap no mejorará su clasificación. En octubre pasado, Feller Rate rebajó desde AAA hasta AA+ la clasificación otorgada a la solvencia y las líneas de bonos de la estatal, y aplicó perspectivas “estables”, mientras que, en junio, Moody’s bajó la calificación Baa1 a Baa2, con outlook (panorama) negativo.

7.70.- AES Gener ganó 201,3 millones de dólares en 2013 (Fuente: La Segunda, 26.02.14): La generadora AES Gener obtuvo en 2013 unos beneficios netos de 201,3 millones de dólares, levemente inferiores a los 202,9 millones alcanzados el año anterior, informó este miércoles la compañía. El Ebitda (resultado antes de impuestos, amortizaciones y depreciaciones) fue de 623,0 millones de dólares, un 6,0 % menos que en 2012, explicado principalmente por el impacto de una hidrología más seca en Colombia, indicó en un comunicado la empresa, controlada por la estadounidense AES Corp y con presencia en ese país y Argentina, además de Chile. También por menores ventas spot (operaciones de excedentes de energía entre empresas del sector) y mayores costos de retiro en el SING en Chile, añadió la firma, que es la segunda generadora del país tras Endesa Chile. Esos efectos negativos fueron parcialmente compensados por la entrada en operación de Ventanas IV en el SIC en Chile y por una mayor contribución del Sistema Argentino de

32/33

Boletín Noticias ACENOR

Interconexión (SADI). En el cuarto trimestre de 2013 la compañía alcanzó un Ebitda de 151,4 millones de dólares, un 18,0 % menos que los 185,5 millones anotados en igual período del año anterior. En términos operacionales, la ganancia bruta al 31 de diciembre de 2013 fue 510,1 millones de dólares, que suponen una disminución del 14,0 % interanual. En el resultado no operacional, AES Gener destacó un menor gasto por impuesto a las ganancias, de 62,2 millones de dólares, explicado principalmente por un menor impuesto diferido, y un aumento de 29,3 millones en la participación en ganancias de empresas asociadas. Lo anterior fue parcialmente compensado por una variación negativa de 35.2 millones de dólares por diferencias de cambio, asociadas principalmente a la depreciación de las monedas locales en Chile, Colombia y Argentina, explicó la generadora.

7.71.- Resultados de las cuatro principales generadoras del país repuntaron en 2013 (Fuente: Diario Financiero, 28.02.14): Las cuatro principales generadoras eléctricas del país en términos de capacidad instalada, Endesa, AES Gener, Colbún y E-CL, cerraron 2013 con un repunte en sus resultados combinados. Estas cuatro firmas suman utilidades por casi US$ 980 millones ($ 513.108 millones), lo que representa un alza de 29% respecto del año anterior. Este desempeño favorable se explica en parte por la entrada en servicio de unidades a carbón con costos más eficientes que ayudaron a moderar el precio de la energía en el mercado mayorista. A ello se sumó, en algunos casos, la disponibilidad de gas natural a precios más bajos, y en otros, una estructura de contratos mejor equilibrada. En el concierto de los últimos cinco años el resultado de 2013 implica una mejoría, pues en 2012, y comparado con el año previo, este grupo redujo sus ganancias un 44%, mientras que entre 2009 y 2011 los desempeños fueron mejores que los dos últimos ejercicios terminados. En términos individuales Endesa y Colbún reportaron incrementos en sus utilidades de 2013 respecto del año anterior, por mejores desempeños regionales en el caso de la primera, y por una estructura de costos más favorable, en la segunda, mientras que AES Gener y E-CL sufrieron retrocesos. Lo anterior se debió a la salida de unidades, por fallas o mantenciones más prolongadas. En el caso específico de AES Gener, la entrada de las centrales a carbón le restó espacio a la operación de Nueva Renca, unidad de respaldo que tiene un esquema comercial muy favorable para la generadora. Esta central además, permaneció detenida durante los meses de invierno, período en que, por la sequía, suele registrar un uso más intensivo. E-CL, por su parte, vio caer su utilidad respecto de 2012 por la menor disponibilidad de generación eficiente que elevó el precio de la energía y al mismo tiempo por el aumento de los pagos por sobrecostos asociados a la operación del sistema y que -en virtud de una corrección normativa- no pudieron traspasar a sus clientes. En lo que respecta a este año, el analista de CorpResearch, Sergio Zapata, proyecta una nueva alza de las utilidades de estas firmas, aunque ésta sería más moderada que la de 2013 y podría rondar el 17%. Esto impulsado por mejores desempeños de Endesa y AES Gener, aunque también por la importante mejora que tendría Colbún gracias a la entrada de la hidroeléctrica Angostura y el apoyo de la térmica Santa María.

Rubén Sánchez Menares Director Ejecutivo ACENOR A. G.

2235 7024 & 9824 5870 rubensanchez@acenor.cl

33/33